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El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad de las ideas de los demás, respetando las normas de presentación y de citación de autores con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como propias las creaciones de terceras personas. Respeto hacia sí mismo y hacia los demás. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA DISEÑO DE LAS REDES DE MEDIO Y BAJO VOLTAJE SOTERRADAS PARA LA SUBESTACIÓN CAROLINA PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO IVÁN PATRICIO PAZMIÑO ORDÓÑEZ [email protected] VINICIO VIRGILIO TORRES AYALA [email protected] DIRECTOR: ING. MENTOR ESTUARDO POVEDA ALMEIDA, MSEE [email protected] Quito, Diciembre 2015 I DECLARACIÓN Nosotros, Iván Patricio Pazmiño Ordóñez, y Vinicio Virgilio Torres Ayala, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondiente a este trabajo a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido en la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente. ________________________ ______________________ Iván Patricio Pazmiño Ordóñez Vinicio Virgilio Torres Ayala II CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Iván Patricio Pazmiño Ordóñez y Vinicio Virgilio Torres Ayala, bajo mi supervisión _____________________ Ing. Mentor Poveda DIRECTOR DEL PROYECTO III AGRADECIMIENTOS A Dios, presente a través de la familia; tanto de mis padres y hermano como de aquélla que elegimos conforme se atraviesa el camino de la vida. A Fernando, Narcisa e Israel, sin cuya compañía y apoyo ningún logro podría ser disfrutado a plenitud. A mi amada Eliana compañera inseparable de mi vida, y a toda su familia a quien aprecio como si fuese la mía A Camilo, hermano y camarada de extensas y profundas reflexiones Al Ing. Mentor Poveda, quien más de compartirnos el conocimiento propio de un gran maestro, nos ha brindado su amistad y su confianza. A cada uno de los ingenieros y amigos de la Empresa Eléctrica Quito, quienes desinteresadamente nos han brindado su ayuda y confianza cuando oportunamente la necesitamos, entre ellos Marco, Ricardo, Carlos, Julián, Esteban, Julio, Roberto, y Sandra. Iván Patricio Pazmiño Ordóñez IV DEDICATORIA A todos, absolutamente a todos, quienes con bien y mal han colaborado a forjar mi aquí y ahora. Iván Patricio Pazmiño Ordóñez V AGRADECIMIENTOS Agradezco a DIOS, que con su gracia divina ha estado presente en todo mi camino recorrido; A mis Padres, de forma infinita que son los pilares fundamentales en mi vida, que con sus enseñanzas han sabido cultivarme de forma espiritual y académica; A mis hermanos, por su fraternidad y su cariño; A mi compañera en las buenas y en las malas, el amor de mi vida Maira. A la gran inspiración de mi vida Hillary Verónica. Un agradecimiento muy especial a todos y cada uno de los ingenieros y amigos que conforman la EEQ, en especial al Departamento de Administración de Proyectos por abrirnos sus puertas y regalarnos su amistad y experiencias para poder hacer realidad este proyecto. Al Ing. Mentor Poveda, por su gran colaboración en la dirección del trabajo presente. Vinicio Virgilio Torres Ayala VI DEDICATORIA Quiero dedicarle todo mi esfuerzo y dedicación a lo más maravilloso que Dios me regalo mi hija Illary Verónica Torres Leiva. Porque todo esfuerzo merece una recompensa. Vinicio Virgilio Torres Ayala VII CONTENIDO DECLARACIÓN ........................................................................................................... I CERTIFICACIÓN ........................................................................................................ II AGRADECIMIENTOS ................................................................................................ III DEDICATORIA ........................................................................................................... IV AGRADECIMIENTOS ................................................................................................. V DEDICATORIA ........................................................................................................... VI CONTENIDO ............................................................................................................. VII LISTADO DE TABLAS .............................................................................................. XII LISTADO DE FIGURAS ............................................................................................ XV LISTADO DE ANEXOS ............................................................................................. XX RESUMEN EJECUTIVO ......................................................................................... XXII PRESENTACIÓN ................................................................................................... XXIII 1 CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN ........................................................................... 1 1.1 OBJETIVOS ................................................................................................... 1 1.1.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................. 1 1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................... 1 1.2 ALCANCE ...................................................................................................... 1 1.3 GENERALIDADES ......................................................................................... 2 1.4 ANTECEDENTES .......................................................................................... 3 1.5 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA DE ESTUDIO ................................. 8 1.6 CONDICIONES ACTUALES DEL SISTEMA ................................................. 9 VIII 2 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO ....................................................................... 11 2.1 CONSIDERACIONES GENERALES ........................................................... 11 2.2 TIPOS DE SISTEMAS ................................................................................. 11 2.3 SUBESTACIONES DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN .................. 12 2.4 ALIMENTADORES PRIMARIOS.................................................................. 13 2.5 CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIOS ...................................... 13 2.6 MEDIDA DE LA DENSIDAD DE CARGA ..................................................... 13 2.7 TIPOS DE CARGA ....................................................................................... 14 2.8 CLASIFICACIÓN DE LAS CARGAS ............................................................ 14 2.9 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA........................................................... 15 2.9.1 DEMANDA ............................................................................................. 16 2.9.2 DEMANDA MÁXIMA .............................................................................. 16 2.9.3 DEMANDA DIVERSIFICADA O DEMANDA COINCIDENTE ................ 16 2.9.4 FACTOR DE DEMANDA ....................................................................... 16 2.9.5 FACTOR DE UTILIZACIÓN ................................................................... 17 2.9.6 FACTOR DE CARGA ............................................................................ 17 2.9.7 FACTOR DE DIVERSIDAD ................................................................... 17 2.9.8 FACTOR DE COINCIDENCIA ............................................................... 17 2.9.9 CARGA MÁXIMA DIVERSIFICADA ...................................................... 18 2.10 DATOS DE PARTIDA RECOMENDADOS ............................................... 18 2.10.1 ÁREAS CONSOLIDADAS .................................................................. 18 2.10.2 ÁREAS EN VÍAS DE CONSOLIDACIÓN ........................................... 18 2.10.3 POLÍGONOS DE COBERTURA ........................................................ 19 IX 2.10.4 ANÁLISIS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA (FACTORES DE INFLUENCIA)..................................................................................................... 19 3 2.10.5 ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD SOBRE EL TERRENO ....................... 21 2.10.6 PLANIMETRÍA Y CARTOGRAFÍA ..................................................... 23 2.10.7 PLANOS DE INFORMACIÓN CATASTRAL ...................................... 23 2.10.8 ORTOFOTOS ..................................................................................... 23 2.10.9 PLANOS DE USO Y OCUPACIÓN DEL SUELO ............................... 24 CAPÍTULO III ANÁLISIS DE LA CARGA ACTUAL Y FUTURA ......................... 25 3.1 DEFINICIÓN DE MICRO ÁREAS Y ESTADÍSTICA DE LA DEMANDA A NIVEL DISTRIBUIDO. ........................................................................................... 26 3.1.1 SISTEMA DE COORDENADAS SELECCIONADO............................... 26 3.1.2 TAMAÑO DE LAS MICRO ÁREAS........................................................ 28 3.1.3 NOMENCLATURA................................................................................. 29 3.1.4 SUBDIVISIÓN DE MICRO ÁREAS........................................................ 29 3.1.5 DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL CYMDIST 31 3.2 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA ACTUAL POR MICRO ÁREA EN FUNCIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA............................................................................. 31 3.3 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA ACTUAL POR MICRO ÁREA CON EL INGRESO DE COCINAS DE INDUCCIÓN ............................................................ 37 3.4 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA FUTURA POR MICRO ÁREA ................. 43 3.4.1 METODOLOGÍA PARA ESTABLECER EL ÁREA TOTAL DE CONSTRUCCIÓN HABILITADA POR MICROÁREA ......................................... 44 3.4.2 DETERMINACIÓN Y ANÁLISIS DE MICRO ÁREAS SATURADAS ..... 50 X 3.5 DETERMINACIÓN DEL ÁREA ABASTECIDA POR LA NUEVA SUBESTACIÓN CAROLINA GIS ........................................................................... 54 4 CAPÍTULO IV PROPUESTA TOPOLÓGICA DE LAS REDES DE MEDIO Y BAJO VOLTAJE .................................................................................................................. 58 4.1 TOPOLOGÍA ACTUAL ................................................................................. 58 4.1.1 RED TRONCAL DE ALIMENTADORES ............................................... 58 4.1.2 RED DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA A LOS TRONCALES .............. 61 4.1.3 RED DE BAJO VOLTAJE ...................................................................... 61 4.1.4 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIAS DE LA TOPOLOGÍA ACTUAL ............................................................................................................. 62 4.2 PROPUESTA DE DISEÑO “A” ..................................................................... 63 4.2.1 ELEMENTOS DE UNA CONFIGURACIÓN TIPO HUSO ...................... 64 4.2.2 RED TRONCAL Y DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA DE LA TOPOLOGÍA PROPUESTA ..................................................................................................... 65 4.2.3 RED DE BAJO VOLTAJE ...................................................................... 66 4.2.4 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIA DE LA TOPOLOGÍA PROPUESTA ..................................................................................................... 66 4.3 PROPUESTA DE DISEÑO “B” ..................................................................... 70 4.3.1 ELEMENTOS DE UNA CONFIGURACIÓN TIPO ANILLO ABIERTO ... 70 4.3.2 RED TRONCAL Y DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA DE LA TOPOLOGÍA PROPUESTA ..................................................................................................... 71 4.3.3 RED DE BAJO VOLTAJE ...................................................................... 72 4.3.4 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIA DE LA TOPOLOGÍA ALTERNATIVA DE DISEÑO .............................................................................. 72 5 CAPÍTULO V ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS REDES DE MEDIO Y BAJO VOLTAJE ................................................................................................................. 76 XI 5.1 ESCENARIO ACTUAL ................................................................................. 76 5.2 ESCENARIO PROYECTADO ...................................................................... 77 5.2.1 CONDICIONES PRELIMINARES .......................................................... 77 5.2.2 PROCESO PARA LA ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA A NIVEL DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DE LA DEMANDA A NIVEL PRIMARIO .............................................................................................. 77 5.3 5.3.1 ANÁLISIS DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE ....................................... 80 5.3.2 ANÁLISIS DE LA RED DE BAJO VOLTAJE ......................................... 84 5.4 6 OPERACIÓN DE LA ALTERNATIVA “A” ..................................................... 80 OPERACIÓN DE LA ALTERNATIVA “B” ..................................................... 85 5.4.1 ANÁLISIS DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE ....................................... 85 5.4.2 ANÁLISIS DE LA RED DE BAJO VOLTAJE ......................................... 89 CAPÍTULO 6 SELECCIÓN DE ALTERNATIVA ................................................. 90 6.1 ANÁLISIS TÉCNICO .................................................................................... 90 6.1.1 NIVELES DE CARGA ............................................................................ 90 6.1.2 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIAS........................................ 90 6.2 ANÁLISIS ECONÓMICO.............................................................................. 90 6.2.1 ANÁLISIS EN PRIMARIO C .................................................................. 91 6.2.2 ANÁLISIS EN PRIMARIO D .................................................................. 94 6.3 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA .............................................. 97 6.3.1 ALTERNATIVA “A” ................................................................................ 97 6.3.2 ALTERNATIVA “B” .............................................................................. 102 6.4 NIVELES DE CORTOCIRCUITO ............................................................... 107 XII 6.4.1 PRINCIPIOS TEÓRICOS DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO ………………………………………………………………………………...108 6.4.2 CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS UTILIZANDO LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL CYME. ............................................. 110 6.4.3 7 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON CYMTCC .................... 112 CAPÍTULO SIETE: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................... 114 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................ 116 ANEXOS…………………………………………………………………………………....118 XIII LISTADO DE TABLAS Tabla 1.1 Subestaciones y primarios de distribución que sirven a la Zona A Tabla 1.2 Número de cámaras, torres de transformación y sus potencias instaladas totales en la Zona A Tabla 1.3 Nivel de carga de Primarios de la Zona A hasta Agosto 2014 Tabla 2.1 Clasificación de las cargas Tabla 3.1 Modelo de tabla con todos los campos a llenar en cada micro área de la zona de estudio Tabla 3.2 Micro áreas residenciales en condiciones de saturación Tabla 3.3 Micro áreas múltiples en condiciones de saturación Tabla 3.4 Micro áreas especiales Tabla 5.1 Nivel de carga de primarios en condiciones de saturación para el sistema a 6.3kV Tabla 5.2 Número de transformadores por cuadrícula para el área de cobertura de los polígonos propuestos Tabla 5.3 Niveles máximos de carga para alimentadores de la S/E 24 GIS en condiciones normales de operación Tabla 5.4 Niveles máximos de carga para alimentadores de la S/E 24 GIS en condiciones normales de operación Tabla 6.1 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos husos y longitudes para el alimentador 24 C. XIV Tabla 6.2 Cámaras de seccionamiento con sus respectivas Anillos y longitudes para el alimentador 24 C. Tabla 6.3 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos husos y longitudes para el alimentador 24 D Tabla 6.4 Cámaras de seccionamiento con sus respectivas Anillos y longitudes para el alimentador 24 C. Tabla 6.5 Transformadores para “Alternativa A” Tabla 6.6 Conductores para “Alternativa A” Tabla 6.7 Protección cámaras de seccionamiento para “Alternativa A” Tabla 6.8 Protección y seccionamiento cámara de transformación para “Alternativa A” Tabla 6.9 Resumen de rubros para obra civil para “Alternativa A” Tabla 6.10 Transformadores para “Alternativa B” Tabla 6.11 Conductores para “Alternativa B” Tabla 6.12 Protección cámaras de seccionamiento para “Alternativa B” Tabla 6.13 Protección y seccionamiento cámara de transformación para “Alternativa B” Tabla 6.14 Resumen de rubros para obra civil para “Alternativa B” Tabla 6.14 Resumen de costos para obra “Alternativa A” y “Alternativa B” XV LISTADO DE FIGURAS Figura 1.1 Plano de Zonificación General Figura 1.2 Primarios que sirven a la Zona A Figura 1.3 Disposición de ductos según ordenanza municipal Figura 1.4 Ubicación en el plano de la Subestación actual Carolina Figura 2.1 Representación de los cuatro tipos básicos de sistemas de subtransmisión abasteciendo a las subestaciones de distribución. (a) Radial (b)Anillo (c) Mallado (d) Lazo Figura 3.1 Ubicación geográfica del centro de Quito según el Plano de Quito del IGM Figura 3.2 Esquema de ubicación de micro áreas Figura 3.3 Identificación de áreas de 1Km x 1Km Figura 3.4 Identificación de Micro áreas Figura 3.5 Nomenclatura para subdivisión de Micro áreas Figura 3.6 Fragmento donde se muestra el formato tipo de un archivo de Excel, donde constan los datos de consumo por usuario obtenidos del Depto. de Comercialización de la EEQ. Figura 3.7 Formato de la información en Excel para cargar base de datos en Access del Cymdist Figura 3.8 Fragmento de la presentación del documento de Access que donde se muestran las bases de datos del Cymdist. XVI Figura 3.9 Presentación en Cymdist de los alimentadores asociados a la subestaciones 24 y 28 Figura 3.10 Montaje del reticulado que forman las micro áreas desde un archivo .dwg sobre las redes primarias mostradas en el Cymdist. Figura 3.11 Visualización en Cymdist de la información ingresada en la base de datos de Access. Figura 3.12 Análisis de la distribución de carga para obtener los resultados de demanda por micro área. Figura 3.13 Generación de reportes en Excel a partir de los resultados generados en Cymdist. Figura 3.14 Reporte generado en Excel a partir de los resultados de Cymdist. Figura 3.15 Curvas de carga por sector de consumo. San José, Costa Rica, 1992 Figura 3.16 Participación en porcentaje de la cocción en los picos del sistema eléctrico. San José, Costa Rica, 1992 Figura 3.17 Composición de los Sectores de Consumo Figura 3.18 Demanda diversificada de algunos equipamientos Figura 3.19 Tabla 220.55 del National Electrical Code, 2011 Figura 3.20 Aplicación para introducir el incremento de demanda de usuarios residenciales por efecto de la introducción de las cocinas de inducción. Figura 3.21 Crecimiento de la demanda por micro área (Adaptación de la referencia) Figura 3.22 Fragmento del archivo tipo .shape provisto por el Ilustre Municipio de Quito donde consta la distribución en el plano de las zonas dispuestas en ORDENANZA METROPOLITANA 0171. XVII Figura 3.23 Fragmento del plano de AutoCAD donde se encuentra migrado las zonas de cobertura de los respectivos uso del suelo dispuestos por la ORDENANZA METROPOLITANA 0171 sobre la planimetría catastral del área de estudio y el reticulado que forman las micro áreas asignadas. Figura 3.24 Identificación de las zonas de la ORDENANZA METROPOLITANA0171 Figura 3.25 Micro área tipo que incluye las zonas dispuestas por la ORDENANZA METROPOLITANA 0171 Figura 3.26 Valores de la relación W/m2 de las micro áreas residenciales saturadas con cocinas de inducción Figura 3.27 Valores de la relación W/m2 de las micro áreas múltiples saturadas con cocinas de inducción Figura 3.28(a) Resumen de los valores de demanda en condiciones de saturación de las micro área de toda la "Zona A" en función de las demandas por micro área en condiciones de saturación. Figura 3.28(a) Resumen de los valores de demanda en condiciones de saturación de las micro área cubiertas por los nuevos primarios en función de las demandas por micro área en condiciones de saturación. Figura 3.29 Polígonos de cobertura de cada primario GIS dispuestos en concordancia con calles y avenidas Figura 4.1 Topología actual de los alimentadores primarios de la subestación 24 (Carolina) Figura 4.2 Área de cobertura de la nueva subestación 24 GIS Figura 4.3 Fragmento de la red de medio voltaje de la zona en estudio donde se evidencia su topología típica. XVIII Figura 4.4 Distribución típica de las redes de bajo voltaje Figura 4.5 Cámara de seccionamiento y transferencia 24A – 24C Figura 4.6 Representación esquemática de la topología tipo Huso Figura 4.7 Elementos constitutivos de una red tipo Huso Figura 4.8 Falla tipo en un huso Figura 4.9 Falla en un segmento troncal Figura 4.10 Transferencia de carga entre cabeceras de primarios Figura 4.11 Diagrama unifilar de las líneas troncales de la red de distribución de la S/E 24GIS Figura 4.12 Representación esquemática de la topología tipo anillo Figura 4.13 Elementos constitutivos de una red tipo Huso Figura 4.14 Falla tipo en un huso Figura 4.15 Falla en un segmento troncal Figura 4.16 Transferencia de carga entre cabeceras de primarios Figura 5.1 Representación esquemática de un fallo en un segmento de un huso tipo. Figura 5.2 Fragmento de diagrama unifilar de troncales de la red de medio voltaje Figura 5.3 Representación esquemática de un fallo en un segmento de un huso tipo. Figura 5.4 Fragmento de diagrama unifilar de troncales de la red de medio voltaje Figura 6.1 Identificación de cámaras de seccionamiento en alimentador C de la Nueva subestación Carolina para la configuración tipo huso XIX Figura 6.2 Identificación de cámaras de seccionamiento con sus respectivos anillos del primario 24 C Figura 6.3 Identificación de cámaras de seccionamiento en alimentador D de la Nueva subestación Carolina para la configuración tipo huso Figura 6.4 Identificación esquemática de cámaras de seccionamiento con sus respectivos anillos del primario 24 D Figura 6.5 Esquema simplificado de una red Figura 6.6 Valores luego de la simulación de falla en la barra de 46 kV que alimenta a la subestación Carolina Figura 6.7 Parámetros para determinar el equivalente de fuente en CYME Figura 6.8 Parámetros ingresados en transformador de sub estación 46kV – 22.8 kV Figura 6.9 Fuente en 46 kV y el transformador de 46kV – 22.8 kV en CYME. XX LISTADO DE ANEXOS ANEXO 1 Cargabilidad de primarios en la Zona A (hasta agosto 2014) ANEXO 2 Plan Metropolitano De Ordenamiento Territorial (PMOT) ANEXO 3 Zonificación de Uso y Ocupación del Suelo ANEXO 4 Resultado de análisis y tabulación de cada micro área comprendida en el área que cubren las subestaciones 24 y 28 ANEXO 5 Proyección de la demanda en condiciones de saturación para micro áreas múltiples y residenciales ANEXO 6 Fragmento de reportes generados por Cymdist en condiciones de saturación para el sistema a 6.3 kV ANEXO 7 Cálculos de caídas de voltaje por transformador de distribución ANEXO 8 Número de transformadores necesarios por micro área ANEXO 9 Reportes generados por CYME para la propuesta de diseño en topología tipo huso en condiciones normales de operación ANEXO 10 Fragmentos de reportes generados por CYME en la simulación de primarios para casos de falla por salida de operación de interruptores de cabecera de primarios ANEXO 11 Fragmento de reporte generado por CYME donde se muestra la carga del primario 24D luego de un fallo en el segmento troncal 1C-2C ANEXO 12 Parámetros resultantes a la salida de los primarios de la subestación 24 GIS y sus respectivas cámaras de seccionamiento ANEXO 13 Parámetros para seteo de los relés XXI ANEXO 14 Ejemplo de cálculo de coordinación de protecciones en CYME ANEXO 15 Tiempos de coordinación dentro de los márgenes establecidos. XXII RESUMEN EJECUTIVO El diseño y planificación de sistemas de distribución de energía eléctrica ajustados a las necesidades particulares de la zona a la cual están abasteciendo ha sido siempre uno de los principales desafíos tanto de las empresas distribuidoras de este servicio como en general de la ingeniería eléctrica aplicada a este campo. Con este motivo se presenta en este trabajo una innovadora metodología para realizar planificación de sistemas de distribución en zonas que se encuentran cerca de alcanzar la saturación, en donde como es evidente, su comportamiento en términos de crecimiento de demanda difiere por mucho de aquéllas en las que los asentamientos demográficos apenas comienzan. Partiendo del análisis de demanda por micro áreas (recurso ampliamente utilizado para análisis de sistemas de distribución de energía), se emplea la información referente a uso y ocupación del suelo establecida por el Ilustre Municipio de Quito; relacionando los resultados del primero y las definiciones de la segunda, se construye un análisis estadístico donde se plantean clasificaciones que sirven como lineamiento base para realizar la respectiva proyección de la demanda. Con la distribución por micro áreas de la proyección de la demanda en condiciones de saturación se plantea la ubicación de los respectivos transformadores de distribución para proceder a relacionar la demanda por micro área con cada uno de los centros de transformación. Con la finalidad de determinar la topología más apropiada, se realiza el trazado de la red de medio voltaje respectiva, y con este criterio se escoge la mejor alternativa entre dos opciones topológicas apropiadas para esta aplicación. Finalmente se propondrán los lineamientos para la eventual selección el sistema de protecciones para la alternativa escogida. XXIII PRESENTACIÓN El crecimiento y desarrollo de la ciudad de Quito, progresivamente ha incrementado la demanda que la Empresa Eléctrica Quito tiene que suplir. En ciertas zonas, ya se está alcanzando los límites de saturación de crecimiento, lo que implica que aquéllas deben ser tratadas de una manera particular para que dentro de la planificación de empresa distribuidora del servicio eléctrico se encuentre contemplado este escenario y se tomen las providencias del caso para enfrentar este contingente, principalmente tomando en cuenta las implicaciones técnicas que éste conlleva. Paralelamente a lo antes expuesto está en desarrollo el proyecto nacional de migrar masivamente hacia la cocción eléctrica, por lo que el crecimiento de la demanda será considerable en un intervalo de tiempo relativamente corto; esta política afectará directamente y en gran medida al sistema eléctrico de distribución. Es así que este trabajo es de crucial importancia tanto para asegurar desde un punto de vista macro que la Empresa Eléctrica Quito garantice en su área de concesión la viabilidad del proyecto de gobierno de implementar un sistema masificado de cocción eléctrica como para dentro de un punto de vista puntual, asegurar que sea eficiente y efectivo del diseño de una zona en particular que está alcanzando los niveles de saturación. Este es el caso del área circundante al parque de La Carolina, en donde por su considerable requerimiento de demanda se ameritan soluciones que contemplen una perspectiva global del sistema de distribución, para posteriormente poder reproducir este modelo en todas las áreas que tengan similares características, que es en principio el estudio que se trata en este trabajo. 1 1 CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN 1.1 OBJETIVOS 1.1.1 OBJETIVO GENERAL Realizar una propuesta topológica y el diseño técnico de la primera fase de la intervención de la “ZONA A” es decir, del polígono de servicio de la Nueva Subestación Carolina. 1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS - Proponer el nivel de carga adecuado para los transformadores de distribución pertenecientes al área de análisis. - Establecer la situación actual del sistema y realizar una proyección de la demanda futura. - Realizar el análisis de caídas de voltaje y cortocircuitos para garantizar las condiciones adecuadas de funcionamiento. - Determinar el modelo de distribución correspondiente de cada nivel de red. - Determinar la mejor ubicación de puntos de interconexión de primarios. - Determinar la mejor ubicación de cámaras de seccionamiento. 1.2 ALCANCE -Se propondrá el nivel de carga recomendado de los transformadores de distribución pertenecientes al área de análisis. 2 -Se establecerá la situación actual del sistema, así como, una estimación de la demanda futura. -Se realizará el análisis de caídas de voltaje y cortocircuitos para proponer un lineamiento del sistema de protecciones. -Se determinará el modelo de distribución correspondiente de cada nivel de red. -Se determinará la mejor ubicación de puntos de interconexión de primarios, comprobando la operación satisfactoria con transferencias de carga durante las emergencias, para la red de media tensión. -Se determinará la ubicación adecuada de cámaras de seccionamiento. 1.3 GENERALIDADES Conforme a la Ordenanza Municipal 022 se establecen zonas del Distrito Metropolitano de Quito prioritarias para la intervención de su sistema eléctrico de distribución de energía, hecho encaminado al plan nacional de migración de dicho sistema de aéreo a subterráneo En base a lo mencionado se ha establecido en la planificación de la Secretaría de Territorio Hábitat y Vivienda un sector prioritario que se ha denominado “ZONA A”, tomando en cuenta parámetros como alta densidad poblacional y alto estrato de consumo, con lo que es fácil advertir técnicamente que es inviable un desarrollo sostenible (del sistema eléctrico) con las condiciones actuales y se deben presentar alternativas para superar la situación. Conforme a los lineamientos -referentes al sector eléctrico- contemplados en el Plan Nacional del Buen Vivir se evidencia la necesidad de realizar un análisis minucioso de la situación actual y futura de las redes eléctricas relacionadas al sector de distribución de energía, principalmente por dos aspectos: 3 - Determinar su capacidad para soportar la nueva y significativa carga producto del cambio de cocinas domésticas que funcionan a base de gas licuado de petróleo a cocinas eléctricas de inducción. - Y por otro lado llevar a la par el proceso de migración de las redes de distribución aéreas a subterráneas A razón de que los aspectos antes mencionados se hallan encaminados a un Proyecto de Desarrollo Nacional, el crecimiento de la carga será considerable en un intervalo de tiempo relativamente corto, por lo que este trabajo es de crucial importancia tanto para asegurar desde un punto de vista macro que la Empresa Eléctrica Quito garantice en su área de concesión la viabilidad del proyecto de gobierno de implementar un sistema masificado de cocción mediante cocinas de inducción como, para dentro de un punto de vista puntual, asegurar que sea eficiente y efectivo del diseño de una zona de tanta importancia como lo es la “ZONA A” 1.4 ANTECEDENTES La ordenanza metropolitana que establece el régimen administrativo de otorgamiento y aplicación de la licencia metropolitana urbanística de utilización o aprovechamiento del espacio público para la instalación de redes de servicio – LMU40” N° 022, expedida por el Municipio del Distrito Metropolitano de Quito, divide el área del Distrito Metropolitano en cinco zonas, así: Zona A: Zona de Alta Prioridad Subterránea Zona B: Zonas de Alta Prioridad Aérea Zona C: Zonas de Alta Prioridad Patrimonial y Simbólica Zona D: Grandes Proyectos Urbanos Zona E: Intervenciones Especiales 4 Tal como se ilustra en la Figura 1.11 Figura 1.1 Plano de Zonificación General La Zona de interés para el análisis de soterramiento, es la Zona A, por considerarse como de alta prioridad subterránea, y está limitada por las siguientes avenidas: - Norte Avenidas: El Inca y Río Coca, - Sur Avenidas: Patria y Pérez Guerrero - Occidente Avenidas: Brasil y América - Oriente Avenidas: 12 de octubre, González Suárez y Guanguiltagua Esta área está ubicada en la Zona Centro Noroccidental de la ciudad de Quito, con una longitud de vías de 205,203 km, abarcando alrededor de 430 calles en forma 1 Ordenanza Municipal N°0022, Consejo Metropolitano de Quito, Quito, jueves 14 de Abril del 2011 5 parcial, comprende un área de 12,5 km2 y un número total de 64.136 clientes aproximadamente. Figura 1.2 Primarios que sirven a la Zona A 6 Tabla 1.1 Subestaciones y primarios de distribución que sirven a la Zona A Número de la Subestación Nombre de la Subestación 1 Olímpico 10 10 vieja Belisario Quevedo 11 12 La floresta 13 Granda Centeno 15 El Bosque 16 Río Coca 24 Carolina 28 Iñaquito 32 10 nueva 53 Pérez Guerrero Primarios que sirven Color asociado la Zona A al primario 01A 01B 01C 01D 01E 10B 11A 11C 12A 12B 12D 13A 13B 13C 15B 15C 16A 16B 16C 16D 16E 16H 24A 24B 24C 24D 24E 24F 28A 28B 28C 28D 28E 28G 32B 32C 32E 53C 53D 53E 53F 7 La Zona “A” tiene como características principales: área de alta plusvalía, comercial, bancaria, oficial (se ubican algunos ministerios y otros edificios gubernamentales), turística, hotelera y de centros de diversión, pero principalmente tiene una marcada tendencia a transformarse de las viviendas originales de tipo unifamiliar, las que son utilizadas ahora como restaurantes y hostales; por edificios de oficinas o soluciones habitacionales. Se encuentra servida de 11 subestaciones y 41 alimentadores primarios de distribución, como se puede observar en la Tabla 1.1 Tabla 1.2 Número de cámaras, torres de transformación y sus potencias instaladas totales en la Zona A Montaje Número de transformadores Potencia [MVA] TORRES 845 51,1 CÁMARAS 1638 276,3 TOTAL 2483 327,4 Esta zona tiene algunos tramos de red subterránea de corta longitud conectando las cámaras de transformación de edificios próximos en cascada, por medio de las entradas y salidas de las mismas; así como también urbanizaciones, relativamente pequeñas, de usuarios de alto nivel económico. Para estos tramos de red subterránea, la Ordenanza 022 tiene como su parte constitutiva un Manual Técnico, en que se establece como norma la utilización de ductos formados por tubería PVC de 4” (110 mm) de diámetro, pozos de revisión subterráneos de 1x1x1.35 m y establece el exterior de la vereda para las instalaciones eléctricas. Muestra de ello se presenta en la Figura 1.32 2 Ordenanza Municipal N°0022, Consejo Metropolitano de Quito, Quito, jueves 14 de Abril del 2011 8 Figura 1.3 Disposición de ductos según ordenanza municipal Finalmente, cabe señalar que se ha establecido como punto de partida de análisis y diseño el área que se encuentra abastecida por la subestación 24 (que será objeto de estudio en el presente trabajo) debido a que es la zona de condiciones operativas más críticas por tener los circuitos primarios con la mayor carga y por encontrarse geográficamente en el área de mayor densidad de carga de la zona. 1.5 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA DE ESTUDIO La subestación 24 (Carolina) se halla ubicada en el sector Centro-Norte de la ciudad de Quito con un área aproximada de 2.622.001 m2 de cobertura, alimentando al sistema primarios de distribución de 6.3 kV. En base al uso del Sistema de Información Geográfica (GIS EEQ), se muestra su ubicación en el plano de la Figura 1.4 9 Figura 1.4 Ubicación en el plano de la Subestación actual Carolina 1.6 CONDICIONES ACTUALES DEL SISTEMA No hay que perder de vista que este estudio debe estar enmarcado dentro del comportamiento y planificación de toda la ya descrita “Zona A”, por lo que, las consideraciones iniciales se toman analizando el comportamiento de todos los alimentadores que la sirven. Así valiéndose de la información existente en las bases de datos de la EEQ, es posible determinar las condiciones actuales de operación de dichos alimentadores. 10 La sectorización de los niveles de carga de los alimentadores primarios que se describen en la tabla 1.3, se representan en el anexo 1 Tabla 1.3 Nivel de carga de Primarios de la Zona A hasta Agosto 2014 Número de primarios Nivel de Carga mayor al 80% Nivel de Carga entre el 60% y 80% Nivel de Carga menor al 60% 7 5 Primario Corriente promedio [A] % máximo nivel de carga 12A 418.71 103.39% 13A 348.50 112.42% 16F 431.64 106.58% 24B 495.99 112.72% 24E 387.54 88.08% 28D 547.87 84.29% 53C 318.86 115.95% 12B 258.89 63.92% 16B 322.23 73.23% 24A 330.04 75.01% 24D 422.83 79.03% 53E 448.39 68.98% 28 Los niveles de carga que se presentan al momento no permiten hacer transferencias de carga entre primarios y en consecuencia se deja en alto riesgo a una zona con alta densidad de carga. Por lo expuesto, y teniendo en cuenta la tendencia del crecimiento vertical que se observa en la Zona A, es urgente la incorporación de nuevas subestaciones y primarios con un nivel de voltaje nominal superior al actual, que permita mayor flexibilidad y facilidad de expansión al sistema. A razón de lo expuesto se resuelve comenzar la migración hacia un nivel de voltaje nominal para el sistema de distribución de 22.8 kV que permita atender a las futuras cargas que ingresarían a esta zona donde ya no se permite abastecer de una manera sostenible a la carga actual, y mucho menos a la futura. 11 2 CAPÍTULO 2 MARCO TEÓRICO 2.1 CONSIDERACIONES GENERALES Independientemente, si se trata de un sistema aéreo o soterrado, todo sistema de distribución presenta los siguientes elementos constitutivos: •Subestación de transmisión •Circuitos de subtransmisión •Subestación de distribución •Alimentadores primarios •Transformadores de distribución •Circuitos secundarios A nivel global existe una amplia variación de combinaciones de voltajes en cuanto a transmisión, subtransmisión y alimentadores primarios se refiere, debido a que no existe una estandarización al respecto, más en cuanto concierne al presente trabajo han de tomarse como valores de voltaje nominal los que trabaja la E.E.Q en la Zona A, es decir, 46 kV para subtransmisión y 6.3 kV para alimentadores primarios. 2.2 TIPOS DE SISTEMAS En términos generales, hay dos tipos de sistemas de distribución: •Radial •Mallado 12 •Sistema de distribución radial es aquel que tiene una sola ruta para el flujo de potencia hacia la carga. •Sistema de distribución mallado es aquel que posee más de una ruta para el flujo de potencia hacia la carga. La elección del sistema a emplearse depende considerablemente del nivel de calidad de servicio deseado. Los aspectos que comprenden calidad de servicio son: •Continuidad de servicio. •Regulación de voltaje, determinado por las caídas de voltaje permisibles. 2.3 SUBESTACIONES DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN La disposición de los circuitos de subtransmisión y de las subestaciones de distribución puede afectar la continuidad de servicio seriamente debido a la gran carga que abastecen estos componentes. Existen cuatro disposiciones básicas para los circuitos de subtransmisión: radial, anillo, malla y lazo. Figura 2.1 Representación esquemática de los cuatro tipos básicos de sistemas de subtransmisión abasteciendo a las subestaciones de distribución. (a) Radial (b) Anillo (c) Mallado (d) Lazo 13 2.4 ALIMENTADORES PRIMARIOS A partir de los arreglos básicos, es decir, radial y mallado, existen también muchas configuraciones para éstos, debiéndose principalmente a: •Diferencias en la carga de las áreas servidas. •Diferencias en los requerimientos de servicio de las cargas. •Y diferencias en el sistema de distribución del cual los alimentadores primarios son parte. En éstos, desde el punto de vista de respuesta frente al fallo se presentan la mayor cantidad de problemas que implican interrupción de servicio para el usuario final, es decir, por rayos, ramas de árboles, impacto de vehículos contra las estructuras, cometas, etc. Reconociendo lo frecuente e inevitable de estos percances es necesario proveer de equipos de seccionamiento en lugares estratégicos de los circuitos primarios para aislar las fallas, debido a que no es económicamente viable diseñar y peor aún construir circuitos que sean completamente libres de fallas. 2.5 CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIOS Su conexión predominante es radial, aunque pueden existir variaciones dependiendo de necesidades específicas. Pueden ser clasificados ya sea como monofásicos o trifásicos. 2.6 MEDIDA DE LA DENSIDAD DE CARGA La medida de la densidad de carga es de inmensa utilidad para todo tipo de análisis en este trabajo, cuyo uso será descrito en detalle más adelante. La densidad de carga se expresa en términos de kVA o kW por unidad de área. 14 Es necesario comprender en primera instancia que la carga, como tal, se refiere al pico de la demanda diversificada, y significa lo mismo que el pico de demanda coincidente (términos que serán tratados a continuación). El pico de demanda diversificada para un gran número de usuarios es el número empleado para definir la densidad de carga. 2.7 TIPOS DE CARGA En general las cargas servidas son las siguientes: 1. Residencial a. Urbano-Suburbano b. Rural 2. Comercial a. Áreas céntricas de la ciudad b. Centros Comerciales c. Edificios Comerciales 3. Industrial a. Pequeñas plantas industriales b. Grandes plantas industriales 2.8 CLASIFICACIÓN DE LAS CARGAS Las cargas son generalmente clasificadas por su aplicación específica, sin embargo, deben también tomarse en cuenta aspectos como la ubicación geográfica, tipos de negocios de los consumidores, dependencia del consumidor del servicio eléctrico, efectos de las cargas sobre otras cargas y del sistema en general, tarifas, consideraciones especiales para los requerimientos de carga. Dentro de este contexto una posibilidad de clasificar las cargas se presenta en la Tabla 2.1 15 Tabla 2.1 Clasificación de las cargas Criterio de clasificación Clasificación 1. Ubicación geográfica (a)Centro de la ciudad, (b) Urbano, (c) Suburbano (d) Rural 2.Tipo de uso de la energía por parte del consumidor (a)Residencial (b)Comercial (c)Industrial 3. Dependencia eléctrico servicio (a)Crítico, (b)Emergencia (c) Normal 4. Efecto sobre otras cargas y diseño y operación del sistema (a)Transitorio, (b) En estado estable 5. Tarifas (a) Residencial (b) Comercial, (c) Industrial (d) Otros 6. Consideraciones especiales (a) Automatización y otros proceso críticos donde cualquier interrupción del servicio puede resultar costoso, (b) Cargas sensibles a variaciones de voltaje del 2.9 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA Dentro de la planificación de cualquier proyecto afín a un sistema de distribución, quien diseña tiene a su haber la libertad de elegir muchos aspectos del diseño, sin embargo, el aspecto más importante, es decir la carga, es el único sobre el cual no se tiene control. Es así, que quien diseña u opera el sistema de distribución debe tener conocimiento de las características del comportamiento de la carga. La importancia que involucra a la carga inicia marcando el comportamiento de cargas individuales o de grupos de cargas en el diseño u operación del sistema, es decir, en puntos particulares en el sistema, en una porción del sistema, o en todo el sistema visto desde la central de generación o subestación de distribución, dependiendo de cuál sea el caso. 16 Así, para determinar condiciones existentes o proyectadas, o correcciones para solucionar comportamientos del sistema no deseados, es necesario identificar oportunamente las características que se detallan a continuación. 2.9.1 DEMANDA La demanda de una instalación o sistema es la carga en los terminales, promediada sobre un intervalo de tiempo específico, como se muestra en la ecuación 2.1 Este tiempo se denomina Intervalo de Demanda, y generalmente igual a quince minutos. 2.9.2 DEMANDA MÁXIMA ܽ݀݊ܽ݉݁ܦൌ ο బ ௗ௧ ο௧ (2.1) La demanda máxima de una instalación o sistema es la mayor de todas las demandas, la cual ha ocurrido durante un período de tiempo específico. 2.9.3 DEMANDA DIVERSIFICADA O DEMANDA COINCIDENTE Es la demanda de un grupo de cargas. Esta es la demanda del grupo como un todo sobre un intervalo particular. Es además la suma de las demandas impuestas por cada carga sobre un intervalo determinado. El valor de la demanda máxima diversificada es usualmente el dato de mayor interés y es menor que la suma de las demandas máximas individuales. 2.9.4 FACTOR DE DEMANDA Es el cociente entre la máxima demanda del sistema y la carga total conectada del sistema, como se muestra en la ecuación 2.2 La carga conectada es la suma de las potencias nominales de la carga de los equipos conectados al sistema o a alguna parte del mismo. ௗ௫ ܽ݀݊ܽ݉݁݀݁݀ݎݐܿܽܨൌ ௧௧௧ௗ (2.2) 17 2.9.5 FACTOR DE UTILIZACIÓN Es el cociente entre la máxima demanda del transformador y la potencia nominal del mismo. Como se muestra en la ecuación 2.3 ݊×݅ܿܽݖ݈݅݅ݐݑ݁݀ݎݐܿܽܨൌ ௗ௫ௗ௧௦ௗ ௧ௗ௧௦ௗ (2.3) 2.9.6 FACTOR DE CARGA Es el cociente entre la carga promedio sobre un periodo de tiempo designado y el pico de carga ocurrido en ese periodo, como se muestra en la ecuación 2.4 ܽ݃ݎܽܿ݁݀ݎݐܿܽܨൌ ௗௗ ௗ (2.4) 2.9.7 FACTOR DE DIVERSIDAD Es el cociente entre la suma de las demandas máximas individuales de varias subdivisiones del sistema y la demanda máxima total del sistema. Como se muestra en la ecuación 2.5 El factor de diversidad es mayor o igual a la unidad. Es la unidad si todas las demandas máximas individuales ocurren simultáneamente. ݀ܽ݀݅ݏݎ݁ݒ݅݀݁݀ݎݐܿܽܨൌ ːௗ௦௫௦ௗ௩ௗ௨௦ ௗ௫ௗ௦௦௧ (2.5) 2.9.8 FACTOR DE COINCIDENCIA Es el cociente entre la demanda máxima coincidente de un grupo de consumidores y la suma de las demandas máximas de los consumidores individuales que comprende el grupo, ambos tomados del mismo punto y al mismo tiempo. Es el inverso del Factor de diversidad. Como se muestra en la ecuación 2.6 ௗ௫ௗ௦௦௧ ଵ ܽ݅ܿ݊݁݀݅ܿ݊݅ܿ݁݀ݎݐܿܽܨൌ ːௗ௦௫௦ௗ௩ௗ௨௦ ൌ ி௧ௗௗ௩௦ௗௗ (2.6) 18 2.9.9 CARGA MÁXIMA DIVERSIFICADA Es el pico de carga combinada y es siempre menor que la suma de los picos de dos o más cargas individuales. 2.10 DATOS DE PARTIDA RECOMENDADOS 2.10.1 ÁREAS CONSOLIDADAS En este caso, el análisis presenta una baja complejidad ya que de alguna manera los datos de consumo son conocidos y en consecuencia se puede partir de las potencias concentradas de los usuarios existentes, o de datos ya medidos de consumo generalmente existentes dentro de las bases de datos de la EEQ. Dichos datos son de enorme utilidad ya que a más de ofrecer la potencia real demandada por la zona de análisis, son un registro histórico de los respectivos consumos y éstos permiten obtener curvas con las que se puede evidenciar gráficamente su distribución en el tiempo, momentos del día donde existen picos de consumo y su coincidencia en el tiempo con los consumos de otros tipos de clientes, o dicho de otra forma, comparar el comportamiento en determinados instantes de tiempo de las curvas de demanda entre clientes residenciales, comerciales e industriales, de ser el caso, hecho que es de trascendental relevancia ya que permite aplicar coeficientes de simultaneidad en áreas donde coexistan diferentes tipos de consumidores (residencial, comercial e industrial) 2.10.2 ÁREAS EN VÍAS DE CONSOLIDACIÓN Entendiéndose como tales a las zonas de urbanización reciente. Se presenta el caso de que normalmente la demanda en cierto lapso de tiempo no es conocida como un dato de total confianza, por no tener un precedente de crecimiento de consumos. En situaciones como esta se ha de basar el análisis en aproximaciones referenciadas al tipo y socio-economía de la población principalmente. Así pues, puntualmente es necesario hacer referencia a: 19 • Tipo de cliente (industrial / residencial) • Consumo unitario base • Estrato de consumo del cliente (referido a la clasificación establecida por la EEQ) • Densidad de población esperada en el período de proyección • Servicios extras como alumbrado público 2.10.3 POLÍGONOS DE COBERTURA En áreas donde no existe un precedente de electrificación (urbanizaciones en vías de construcción o terrenos aún no concesionados) es decir donde ha de realizarse un diseño por vez primera, o en su defecto donde se precisa un rediseño completo de un área considerable como es el caso del estudio que compete a este trabajo, es necesario establecer polígonos sobre la planimetría de la zona a intervenir para determinar la acción de los respectivos primarios, donde al final y en su conjunto deben acoplarse a modo de un “panal”, cubriendo así completamente la superficie analizada. 2.10.4 ANÁLISIS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA (FACTORES DE INFLUENCIA) Una vez que se ha estimado la demanda del sistema en base a datos de consumo en el tiempo, lo siguiente es realizar una proyección de crecimiento de la demanda, para lo cual es necesario valerse de algunos factores como: • Introducción masificada de nuevos elementos de consumo (electrodomésticos). •Variación de precios en la energía eléctrica para el consumidor •Introducción de elementos de eficiencia energética •Cambio en los hábitos de consumo 20 2.10.4.1 Introducción masiva de nuevos elementos de consumo (electrodomésticos) Debido a que la transición de cocinas que funcionan en base a gas licuado de petróleo (GLP) hacia las cocinas de inducción eléctrica es un hecho, sin dejar de lado la latente y progresiva aparición de calentadores eléctricos de agua, éste se convierte en uno de los lineamientos fundamentales que se han de tomar en cuenta para el análisis. 2.10.4.2 Variación de precios en la energía eléctrica para el consumidor. Dependiendo de la localización de la zona (y en consecuencia de la estratificación que le corresponde) que se está analizando. La influencia del factor precio afectará directamente los hábitos de consumo del cliente final, desviando así en una dirección u otra la curva de la demanda. Es así que prever un incremento del costo por kWh para el consumidor final permite hacer las adecuaciones del caso a la demanda proyectada, principalmente en aquellas zonas predominantemente residenciales. 2.10.4.3 Introducción de elementos de eficiencia energética La creciente inserción de elementos de eficiencia energética, desde luminarias y su control respectivo hasta toda una gama de electrodomésticos, obliga a tomar en consideración su influencia en el sistema de distribución a mediano plazo, en el cual éstos irán remplazando a los actuales hasta que finalicen su vida útil. 2.10.4.4 Cambio en los hábitos de consumo Independientemente de la zona en particular que se esté analizando (comercial, residencial o industrial) pueden darse dependiendo de las circunstancias cambios en sus hábitos de consumo. Puntualmente hablando de zonas residenciales (que junto a la comercial son las predominantes en la zona de estudio) los cambios de hábitos familiares influyen directamente en los picos de consumo diario. 21 2.10.5 ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD SOBRE EL TERRENO Para que un proyecto pueda ser llevado a la práctica es crucial mantener una continua coherencia entre lo diseñado y la factibilidad de realizarlo. Este último aspecto guarda una relación intrínseca con la viabilidad del terreno. Así pues, para asegurar dicha factibilidad de ejecución se deben tomar en cuenta principalmente los siguientes aspectos: •Modificaciones urbanísticas respecto al plano referencial para el diseño •Infraestructura y equipos existentes (canalizaciones y cámaras) •Disponibilidad real de espacio físico •Accesibilidad •Limitantes arquitectónicos 2.10.5.1 Modificaciones urbanísticas respecto al plano referencial para el diseño Sin duda este es uno de los limitantes de mayor peso, principalmente para lo referente al presente estudio, ya que las continuas modificaciones inmobiliarias de la zona han implicado a la par crecientes diferencias entre la planimetría disponible en las bases de datos de la E.E.Q y la situación actual del sistema. Con este antecedente se hace evidente advertir que una actualización de la información disponible es de vital importancia a fin de que puedan plantearse condiciones de partida apropiadas a todos los niveles (tanto civil como eléctrico) para el respectivo diseño. 2.10.5.2 Infraestructura y equipos existentes Paralelamente a considerar las modificaciones urbanísticas ha de tomarse muy en cuenta la infraestructura disponible, entendiéndose como tal a las canalizaciones subterráneas y cámaras de transformación disponibles, pues así se aprovecharán al máximo los recursos existentes y en consecuencia se reducirá en la medida de lo posible el costo final del proyecto. 22 Por otra parte, aunque el factor financiero es de gran importancia no hay que perder de vista que el objetivo subyacente es servir con calidad a los usuarios, los que en gran parte ya disponen de cámaras de transformación y todo el equipamiento que ello implica, por lo que al emplear al máximo estos recursos se minimiza considerablemente el impacto sobre todo urbanístico-arquitectónico sobre la eventual zona intervenida. En este sentido también se hace evidente la necesidad de tener una referencia actualizada en la planimetría, para lo que muy probablemente será necesario una campaña de inspección y levantamiento de la zona en busca de estas instalaciones, puntualmente refiriéndose a las tapas características de los pozos. 2.10.5.3 Disponibilidad real de espacio físico Las nuevas cámaras de seccionamiento y transformación que serán necesarias implementar necesitan del espacio físico adecuado para contener todo el equipamiento que cada una conlleva, por lo que es fácil advertir que, luego de proponer la ubicación tentativa de éstas, en función de criterios técnicos y topológicos, es necesario contrastar esta propuesta con la disponibilidad real del espacio físico, de lo contrario se reduce considerablemente la factibilidad de implementación. 2.10.5.4 Accesibilidad Debido al impacto que puede tener sobre la ciudadanía en general la intervención de ciertas zonas, un factor a tomar muy en cuenta es facilidad de acceso que puede permitirse tanto de trabajadores como de maquinaria, o por otra parte por la necesidad de acopio de materiales, por lo que ha de procurarse evitar áreas de conflicto, como cruces de vías altamente transitadas y claro está, propiciar aquéllas que faciliten los aspectos mencionados. 2.10.5.5 Limitantes arquitectónicas Se presenta el caso de edificaciones existentes que extienden su zona de parqueadero debajo de la acera, lo que se convertiría en un verdadero problema al momento de la 23 ejecución del proyecto, así pues, si bien es cierto que en la práctica resultaría inviable realizar la constatación de todas y cada una de las aceras, al menos será pertinente verificar en sitio aquéllas por las que se pretenda pasar sistemas troncales o de gran importancia para el sistema. 2.10.6 PLANIMETRÍA Y CARTOGRAFÍA Entendiéndose como tal todo el material disponible referente a los planos urbanos, mismos que deben poseer el suficiente grado de detalle para que el diseño guarde coherencia con la realidad y permita analizar claramente las alternativas que pueden adoptarse en cuanto a la distribución y cobertura de la red sobre la calzada. En general es recomendable que todos los recursos relacionados con este tema sean lo más actualizados posibles. Ha de valerse principalmente de los siguientes: 2.10.7 PLANOS DE INFORMACIÓN CATASTRAL La planimetría catastral es una de las herramientas de mayor utilidad, de cuyo detalle depende la efectividad del diseño, es decir estimar con certeza la disposición de los solares para poder establecer por ejemplo la disponibilidad inmobiliaria para la ubicación de nuevas cámaras de transformación o seccionamiento. 2.10.8 ORTOFOTOS Es una herramienta complementaria que articula el detalle de una fotografía aérea con las características geométricas de un plano. Mediante este recurso se puede tener una idea mucho más acertada sobre el terreno en caso de no conocerlo, pudiendo identificar principalmente accidentes del suelo, sus usos y aspectos afines. 2.10.9 PLANOS DE USO Y OCUPACIÓN DEL SUELO Permiten identificar por zonas los usos a los que está destinado un territorio, especialmente si se trata de desarrollo de futuros proyectos. Al respecto existe toda una normativa regulatoria dispuesta por el Ilustre Municipio de Quito mediante la Ordenanza Metropolitana 0171 (30 Dic 2011) en la que se aprueba 24 el Plan Metropolitano De Ordenamiento Territorial (PMOT), en donde se especifica el uso del suelo dependiendo del sector en donde se encuentra cuya explicación resumida se halla en el anexo 2 También detallado, en la Ordenanza Municipal antes descrita, se encuentran las asignaciones de zonificación para la habilitación del suelo y edificación que son: • Para habilitación del suelo: el tamaño mínimo de lote, expresado en metros cuadrados, el frente mínimo del lote, expresado en metros lineales; y, • Para edificación: los retiros de construcción de la edificación, el coeficiente de ocupación del suelo en planta baja (COS Planta Baja); el coeficiente de ocupación del suelo total (COS total), expresados en porcentaje; la altura de la edificación expresada en número de pisos y metros lineales. En función de ello se establecen Asignaciones de Zonificación para Edificación y Habilitación del Suelo. Para efecto de comprensión se describe a continuación la información de interés para el desarrollo de este estudio del Cuadro No 12 de la Ordenanza determinado por la Tipología de Zonificación para Edificación y Habilitación del Suelo. Ver anexo 3. 25 3 CAPÍTULO 3 ANÁLISIS DE LA CARGA ACTUAL Y FUTURA Al analizar un proyecto de suministro masivo, sea cual fuere su naturaleza, en primera instancia se debe estimar la demanda a satisfacer, considerando tanto la actual como la futura, así como su localización y su temporalidad. Estas magnitudes permiten conocer las variaciones de la demanda eléctrica que incide sobre las redes de distribución. Con esta información, se puede estimar en pequeñas áreas el crecimiento diferenciado que se produce para proyectar la red en función de las necesidades específicas de la carga. Es necesario además mantener la estadística para estas áreas fijas, independiente de la topología de la red y su tamaño será en función de la magnitud de la densidad de carga de una zona en particular. A estas pequeñas áreas se las conoce como micro áreas. Con el propósito de iniciar la estadística de la demanda por micro áreas en la EEQ, se ha de partir determinando tamaños y ubicaciones, con el objetivo de registrar su evolución en el tiempo, ya que serán las bases para la planificación del sistema de distribución. El crecimiento de la demanda en el sistema de potencia completo de la EEQ tiene un crecimiento tendencial. Mientras que por micro área el crecimiento de la demanda sigue una curva logística. Se presentan áreas con mayor crecimiento que otras, ya sea por el poder adquisitivo de sus habitantes o por el diferente grado de utilización del suelo que establece el plan regulador de la municipalidad. De esta manera se ha planteado un reticulado para la creación de cuadrículas o micro áreas en toda la zona de concesión de la EEQ de tal manera que se pueda utilizar esta información para realizar estudios a nivel de distribución, y específicamente para 26 nuestra zona de particular interés, es decir, para el área dispuesta a ser servida por la subestación 24 GIS. 3.1 DEFINICIÓN DE MICRO ÁREAS Y ESTADÍSTICA DE LA DEMANDA A NIVEL DISTRIBUIDO. En primera instancia se han de definir las micro áreas referenciales que servirán para registrar anualmente la demanda de cada una, la potencia instalada, el número y tipo de clientes por sector de consumo, los consumos promedio y máximo, las curvas de carga características, entre otros datos, que constituirán la estadística de la demanda a nivel distribuido. Específicamente lo que se hará es: - Definir micro áreas que sirvan para toda el área de concesión de la EEQ; y - Establecer un sistema de nomenclatura universal para las micro áreas. 3.1.1 SISTEMA DE COORDENADAS SELECCIONADO Debido a que el objetivo es establecer una nomenclatura universal y que consecuentemente ésta permita al reticulado expandirse para toda el área de concesión, se utilizó para establecer el origen de coordenadas el Plano de la Ciudad de Quito, aprobado el 24 de marzo del 2009 en convenio entre el Instituto Geográfico Militar y el Municipio de Quito. Por otro lado, se trata de seleccionar un punto al que se pueda referir el crecimiento de la ciudad, en cualquier sector y que no exija referencias negativas. Con esa base se selecciona un punto central en el referido plano, con las coordenadas del punto de origen ubicadas en el Centro Histórico de la ciudad, que también funciona como centro geográfico, tal como presenta en la Figura 3.1 27 . Figura 3.1 Ubicación geográfica del centro de Quito según el Plano de Quito del IGM Con esta ubicación del origen de coordenadas se divide el área de la ciudad en 4 cuadrantes, Noreste (NE), Noroeste (NO), Sureste (SE) y Suroeste (SO), tal como se ilustra en la Figura 3.2 28 Figura 3.2 Esquema de ubicación de micro áreas 3.1.2 TAMAÑO DE LAS MICRO ÁREAS Como ya se mencionó, las micro áreas deben tener un tamaño fijo que permita referenciarlas adecuadamente y situarlas en el área de servicio. La dimensión que más se utiliza es de cuadrículas de 1 km x 1km. Estas cuadrículas se subdividen, en dependencia de la densidad de carga. 29 Para las densidades de carga más altas, la cuadrícula se subdivide en 4 partes en cada lado, con una superficie de 250 m x 250 m, es decir para obtener 16 cuadrículas dentro de cada micro área base. Para determinar las cuadrículas es necesario establecer un sistema que permita identificar a cada una de ellas, de una manera independiente y universal, es decir que sea posible nombrar un número indeterminado de micro áreas. 3.1.3 NOMENCLATURA La identificación de las micro áreas se realiza a partir del origen de coordenadas ya señalado y se escribe tomando en cuenta el cuadrante en el que se encuentra y la ubicación exacta en función de los ejes ortogonales mencionados, como se ejemplifica en la Figura 3.3 NE01-01 Cuadrante al que pertenece Posición en el eje de las abscisas Posición en el eje de las ordenadas Figura 3.3 Identificación de áreas de 1Km x 1Km 3.1.4 SUBDIVISIÓN DE MICRO ÁREAS Una vez identificadas las cuadrículas de 1 km x 1 km, para zonas con alta densidad de carga es necesario subdividirlas hasta en 16 micro áreas de 250 m x 250 m. Las subdivisiones serán nombradas de izquierda a derecha, continuando de arriba hacia abajo, con números desde el 1 hasta el 16, que deberán ser añadidos a la identificación de la cuadrícula principal, como se muestra en la Figura 3.4 30 NE01-01X Cuadrante al que pertenece Posición en el eje de las abscisas Posición en el eje de las ordenadas Número del 1 al 16 que identifica a la micro-área de 250x250 Figura 3.4 Identificación de Micro áreas Figura 3.5 Nomenclatura para subdivisión de Micro áreas Una vez establecido este procedimiento, es momento de proceder a la estimación y proyección de la demanda propiamente dicha. Para ello se partirá referenciándose al Anexo 7 del documento oficial “Proyección de la demanda”3 elaborado por el Ingeniero 3 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014. 31 Mentor Poveda con colaboración directa de quienes han desarrollado el presente trabajo, cuyo procedimiento y conclusiones principales se describen a continuación. 3.1.5 DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL CYMDIST Es un software para el análisis de redes de distribución de energía eléctrica, diseñado principalmente para planificación y simulación del comportamiento de las redes de distribución de energía eléctrica en diferentes condiciones de funcionamiento. En general, este programa computacional es una herramienta muy potente para crear estudios predictivos mediante la simulación, principalmente para evaluar una red eléctrica cuando se han efectuado cambios en la misma, o un diseño completo de ser el caso. La forma de gestión de sus datos es a través de tablas SQL y archivos XML, lo que facilita considerablemente la consulta y uso de los mismos, permitiendo procesarlos mediante programas terceros (como Excel por ejemplo) según sean las necesidades. 3.2 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA ACTUAL POR MICRO ÁREA EN FUNCIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA Para evaluar las condiciones actuales de operación de la red y las demandas respectivas se debe hacer una distribución de la demanda existente en registros de la cabecera del alimentador para lo que se empleará la herramienta informática Cymdist, utilizando como variable de distribución la energía facturada en los últimos tres meses. Analizando los registros de las demandas del grupo de primarios que sirven la zona, se establece que el pico más alto de demanda para el sistema en análisis es el 6 de mayo del 2013 a las 12.15 pm. Puesto que se trata de la mayor solicitación registrada se adopta este día y hora para tomar la demanda en todos los alimentadores. La adquisición de la base de datos se la hace a través del Departamento de Comercialización de la EEQ, obteniendo un documento de formato igual al que se muestra en la Figura 3.6 32 Figura 3.6 Fragmento donde se muestra el formato tipo de un archivo de Excel, donde constan los datos de consumo por usuario obtenidos del Depto. de Comercialización de la EEQ.4 Existen diferentes formas de ingresar datos en el Cymdist, es decir, ya sea a través de su interfaz gráfica o mediante la modificación directa a su base de datos. En este caso se procederá por facilidad a modificar la base de datos. Para ello es necesario adecuar los datos de Excel al mismo formato (mismos campos y ubicación exacta de las columnas) con el que trabaja la base de datos en Access propias del Cymdist. Figura 3.7 Formato de la información en Excel para cargar base de datos en Access del Cymdist5 Acto seguido se remplazan los datos de la base que constan en la tabla CYMCUSTOMERLOAD del Cymdist con los nuevos obtenidos de la hoja de Excel como se muestra en la Figura 3.8 : 4 5 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014. Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014. 33 Figura 3.8 Fragmento de la presentación del documento de Access en donde se muestran las bases de datos del Cymdist6. Con ayuda de la herramienta informática Cymdist se muestran los alimentadores para posteriormente superponer el reticulado que formará cada una de las micro áreas como se muestra en la Figura 3.9 Figura 3.9 Presentación en Cymdist de los alimentadores asociados a la subestaciones 24 y 28 7 6 7 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014 34 Figura 3.10 Montaje del reticulado que forman las micro áreas desde un archivo .dwg sobre las redes primarias mostradas en el Cymdist8. Figura 3.11 Visualización en Cymdist de la información ingresada en la base de datos de Access.9 8 9 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014 35 Figura 3.12 Análisis de la distribución de carga para obtener los resultados de demanda por micro área.10 Figura 3.13 Generación de reportes en Excel a partir de los resultados generados en Cymdist.11 10 11 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014 36 TABLA QUE MUESTRA EL REPORTE GENERADO POR CYME TABLA DINÁMICA QUE MUESTRA LA SUMATORIA DE LAS DEMANDAS PARCIALES DE CADA MICRO-ÁREA Figura 3.14 Reporte generado en Excel a partir de los resultados de Cymdist.12 3.3 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA ACTUAL POR MICRO ÁREA CON EL INGRESO DE COCINAS DE INDUCCIÓN Como consecuencia de que no existe un histórico del impacto que causa al sistema de distribución el ingreso masificado de cocinas de inducción, el análisis detallado del mismo en sí ameritaría un estudio completo y por separado. Para el presente trabajo se tomará como dato de partida el informe presentado a la Gerencia de Distribución de la EEQ por el Ing. Mentor Poveda13, cuyo resumen y conclusiones principales se presentan a continuación. La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) realizó un estudio de los usos finales del sector eléctrico en Costa Rica en el año de 1992, donde se evidenciaba una penetración muy alta del uso de cocinas eléctricas, donde el 82% de usuarios residenciales las empleaba. 13,14 Ing. Mentor Poveda, MSEE, “Análisis de los efectos de la incorporación de cocinas de inducción en el sistema eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito S.A”, V2-Septiembre 4, 2014. 37 Relacionando esta información con la facturación de los clientes y con los registros de las curvas de carga del sistema y empleando en el análisis intervalos de demanda de 15 minutos, se obtuvieron las curvas de carga por sector de consumo, como se muestra en la Figura 3.1514 Figura 3.15 Curvas de carga por sector de consumo. San José, Costa Rica, 1992 14 Destacan dos picos en la curva de carga del sistema (Total), debido a la cocción eléctrica uno entre las 10:00 y las 12:00 y otro en la noche, donde principalmente se recalientan los alimentos, con una menor coincidencia y consecuentemente un menor peso global en el sistema. El diagrama de barras de la Figura 3.16 muestra la participación de la demanda de la cocción en los dos principales picos del sistema. Comparando la composición de los sectores de consumo de la Empresa Eléctrica Quito S.A. (EEQ S.A.) y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) donde se evidencia en ambos casos el predominio del sector residencial como se muestra en la Figura 3.17 38 Figura 3.16 Participación en porcentaje de la cocción en los picos del sistema eléctrico. San José, Costa Rica, 1992 15 Figura 3.17 Composición de los Sectores de Consumo 16 Como resultado de las semejanzas que arrojan este análisis entre los dos sistemas se concluye que es válido tomar para el nuestro en cuanto a la cocción se refiere, la relación de proporcionalidad entre picos, o, dicho de otra forma, al medio día 15Ing. Mentor Poveda, MSEE, “Análisis de los efectos de la incorporación de cocinas de inducción en el sistema eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito S.A”, V2-Septiembre 4, 2014. 16Ing. Mentor Poveda, MSEE, “Análisis de los efectos de la incorporación de cocinas de inducción en el sistema eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito S.A”, V2-Septiembre 4, 2014. 39 considerar la incidencia completa de la cocción, mientras que en el pico de la noche sólo el 60% del peso al mediodía. Finalmente es necesario determinar los factores de coincidencia a nivel de alimentador lo que se realiza tomando como referencia las curvas de demanda diversificada respecto al número de unidades o consumidores17, lo que se muestra en la Figura 3.18. Figura 3.18 Demanda diversificada de algunos equipamientos Se partirá de dos premisas para el análisis: 17 Westinghouse, “Electric Utility Engeneering Reference Book: Distribution Systems”, Página 35, Westinghouse, Pennsylvania 1965 40 - Se espera tener un uso final del orden del 90% del total de clientes residenciales en el área de servicio de la EEQ, y - El dato de potencia de placa de las cocinas será de 4kW. Empleando la curva “RANGES” se aprecia que la demanda máxima diversificada promedio para 1 usuario es 3.7 kW y para 4000 usuarios está en el orden de 0.7 Para estimar el factor de coincidencia es preciso relacionar los valores de la demanda para un cierto número de clientes con el correspondiente a un cliente para obtener los factores de coincidencia, así pues, el factor de coincidencia a nivel primario se calcula a partir de los valores de demanda que se obtienen de la curva de la Figura 3.18, como se muestra en la ecuación 3.1 Ǥ ܨ௦௨௦௧×ሺସ௦ሻ ൌ ൎ ͲǤͳͺ (3.1) ଷǤ Para un número semejante o mayor a los 4000 usuarios la curva se vuelve prácticamente asintótica, y debido que para la subestación 24 existe un total de 6975 usuarios residenciales y para la subestación 28 este valor es de 3742 estas estimaciones son perfectamente válidas. Referenciándose al National Electrical Code18, puntualmente a su Tabla 220.55, se establece que 1 cocina eléctrica que se encuentre entre 31/2 y 81/4 debe tener un factor de demanda de 80%, así se establece que la demanda individual para una cocina de 4kW es de 3.2kW. De las consideraciones anteriores se obtiene una demanda diversificada a nivel de alimentador primario como se muestra en la ecuación 3.2 ݔܽ݉݉݁ܦௗ௩௦ௗ௩Ǥ ൌ ͵Ǥʹܹ݇ Ͳ כǤͳͺ ൌ ͷܹ (3.2) 18 National Fire Protection Association, National Electrical Code, Massachusetts, 2011 41 Este valor de 576 W se convierte en un requerimiento adicional de demanda para cada uno de los usuarios residenciales que conforman el área servida, por lo que se debe modificar la información de los clientes residenciales de la base de datos que se describió anteriormente. Para este cometido se empleará una aplicación como se muestra a en la Figura 3.20 Figura 3.19 Tabla 220.55 del National Electrical Code, 2011 Figura 3.20 Aplicación para introducir el incremento de demanda de usuarios residenciales por efecto de la introducción de las cocinas de inducción. 19 19 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014 42 Abierta la nueva aplicación se ingresa la demanda máxima coincidente 576W y al ejecutarse este dato se carga en la base de datos de Access a los usuarios residenciales. La distribución de la demanda y tabulación de los resultados responde al mismo procedimiento descrito en el apartado 3.2. 3.4 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA FUTURA POR MICRO ÁREA En los epígrafes 3.2 y 3.3, para establecer las valores de demanda en cada micro área ha bastado realizar una distribución de carga con ayuda del software de simulación Cymdist a partir de los ya explicados datos, pero para este apartado se deben tomar en cuenta consideraciones particulares, propias del comportamiento de una curva tipo logística, como se muestra en la Figura 3.21 Figura 3.21 Crecimiento de la demanda por micro área (Adaptación de la referencia20) En la Figura 3.21 se distinguen tres zonas: - 20 Zona 1: inicio de la ocupación y crecimiento de la micro área. Willis, Lee, "Power Distribution Planning Reference Book", Kindle Edition, Marcel Dekker, 2009. 43 - Zona 2: desarrollo con mayor dinámica del crecimiento. - Zona 3: saturación. El estudio se centra en la “zona 3” de la Figura 3.21, donde se ha alcanzado el nivel de saturación y la curva se vuelve prácticamente plana, lo que significa que se han estabilizado en un valor máximo relativamente constante el número de individuos que habitan un determinado territorio, y en consecuencia la demanda de la micro área en la que se localizan también se ha estabilizado. Este estado de saturación se encuentra fuertemente ligado a los límites de construcción y ocupación del suelo que dispone el Ilustre Municipio de Quito, puntualmente citándolo en la Ordenanza Metropolitana 0171, por lo que resulta fácil concluir que para este análisis se debe cuantificar de alguna manera la influencia de la construcción efectiva por cada micro área y relacionar este valor con la demanda de las mismas. 3.4.1 METODOLOGÍA PARA ESTABLECER EL ÁREA TOTAL DE CONSTRUCCIÓN HABILITADA POR MICROÁREA Se comenzará analizando el apartado de la Ordenanza Metropolitana 0171, donde se establece en el Plan Metropolitano De Ordenamiento Territorial, con lo que es posible hallar el área neta de construcción habilitada para una lotización específica en función de la localización de ésta en el plano de la ciudad de Quito. A partir de este referente se debe hacer una adaptación para que esta área neta de construcción efectiva se vea reflejada por micro área para obtener un indicador de la saturación en crecimiento vertical de la misma, y así establecer un marco de partida para la proyección de la demanda. Para mejorar la gestión de esta información se emplea un documento en formato digital provisto por la Municipalidad del Cabildo, compatible para visualizarse en el programa CYME con ello se conoce la zonificación de cada punto del plano. 44 Figura 3.22 Fragmento del archivo tipo .shape provisto por el Ilustre Municipio de Quito donde consta la distribución en el plano de las zonas dispuestas en ORDENANZA METROPOLITANA 0171. 21 En el documento mencionado se establece la Zonificación de Uso y Ocupación del Suelo donde se definen zonas en función del COS (Coeficiente de Ocupación del Suelo) y del número de pisos permitido para el crecimiento vertical. Para poder editar y manipular más a fondo esta información se migran los planos a un archivo tipo .dwg de AutoCAD. 21 Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014 45 Figura 3.23 Fragmento del plano de AutoCAD donde se encuentra migrado las zonas de cobertura de los respectivos uso del suelo dispuestos por la ORDENANZA METROPOLITANA 0171 sobre la planimetría catastral del área de estudio y el reticulado que forman las micro áreas asignadas. 46 Para apreciar en el plano las zonas de acuerdo al coeficiente de ocupación del suelo en el plano y facilitar la identificación de la participación de éstas en cada micro área, se identifican de un color diferente a cada reticulado, estableciéndose la simbología presentada en la Figura 3.24 Zona A1016-40 A304-50 A604-50 A606-50 A606-60 A608-50 A608-60 A610-50 A610-70 A612-50 A812-50 C612-70 Figura 3.1 Identificación de las zonas de la ORDENANZA METROPOLITANA0171 D203-80 ZC Color 47 Para cuantificar esta participación se debe determinar el área máxima de construcción efectiva en condiciones de saturación, es decir, al área neta (62500 m 2) restar el área correspondiente a calles y parques. Figura 3.25 Micro área tipo que incluye las zonas dispuestas por la ORDENANZA METROPOLITANA 0171 Finalmente tendremos una tabulación como la ejemplificada en la Tabla 3.1 M A612-50 A608-60 Área neta (m2) 8356,26 2088,47 6267,77 53879,67 7141,08 46738,58 Área calles (m2) 50 60 3133,88 28043,15 12 08 Área Altura COS habilitada Máxima (%) por piso (pisos) (m2) 37606,67 224345,22 Área permitida Uso 261951,9 0,34 (MW) 0,56 (MW) R representa el Área permitida calculada sobre el total, es decir, sobre el Área Total habilitada por micro área. Uso Predominante = Se determina en función del tipo de uso predominante tomando en cuenta la proporción que Área Total habilitada por micro área = ∑ (Área permitidas calculadas) Área permitida calculada = Área habilitada por piso * Altura Máxima (pisos) Área habilitada por piso = Área neta * COS (en porcentaje) Área neta = Área total - Área calles Demanda Área Total habilitada SIN CON Predominante por micro COCINAS COCINAS área COS y Altura Máxima se obtienen a partir del dato de la Tipología de Zonificación Dónde: NE0303-03 R Tipo Tipología área total Micro área de de (m2) Uso Zonificación Demanda Tabla 3.1 Modelo de tabla con todos los campos a llenar en cada micro área de la zona de estudio 48 49 Terminado este proceso para todas las micro áreas implicadas, es preciso organizarlas y clasificarlas de tal forma que esta clasificación las caracterice con miras a generalizar el comportamiento de las micro áreas saturadas para todas las demás que están en vías de saturación. En este sentido se establece que el criterio de clasificación será el tipo de uso del suelo predominante en cada micro área, es decir residencial (R) y múltiple (M), presentándose además, casos que ameritan un tratamiento particular, es decir aquellas zonas donde existe la presencia de centros comerciales o afines a los que se les identificará como especiales (E) y por otra parte aquellas que no tienen perspectiva de crecimiento alguno, como es el caso de aquellas que se encuentran cubriendo el área del parque. El detalle de cálculo y la caracterización de cada micro área está detallado en el anexo 4 3.4.2 DETERMINACIÓN Y ANÁLISIS DE MICRO ÁREAS SATURADAS En este punto es preciso mencionar que se considera a una micro área como saturada cuando cumple dos lineamentos, uno cualitativo y uno cuantitativo. Cuantitativamente se tomará en consideración que: - Los elementos (micro áreas) de mayor demanda obtenidas del análisis estadístico, Como criterio corroborante, cualitativamente se verificará que: - La gran mayoría de la infraestructura localizada en la micro área es relativamente nueva y/o - La gran mayoría de la infraestructura localizada en la micro área está “congelada”, es decir, que no tiene miras crecimiento ni potencial desarrollo. Aplicando estos criterios a la información detallada en el anexo 4 se obtienen los siguientes resultados: 50 Tabla 3.2 Micro áreas residenciales en condiciones de saturación Micro áreas_R Área Total habilitada por micro área _(calculado) Demanda con cocinas (MW) Relación Demanda-Metros cuadrados efectivos(W/m2) _con cocinas NE0302-04 128914,747 0,60 4,65 NE0303-02 150293,585 NE0403-09 221636,567 NE0303-16 167827,891 NE0403-01 159217,507 NE0304-12 262140,308 NE0403-05 198683,053 NE0302-03 199123,858 MEDIA 0,62 0,88 0,65 0,60 0,87 0,65 0,65 0,69 4,15 3,97 3,87 3,77 3,32 3,27 3,26 3,75 RELACIÓN Demanda-Metros cuadrados efectivos(W/m2) _CON COCINAS 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 NE0302-04 NE0303-02 NE0403-9 NE0303-16 NE0403-01 NE0304-12 NE 0403-05 NE0302-3 Figura 3.26 Valores de la relación W/m2 de las micro áreas residenciales saturadas con cocinas de inducción 51 Tabla 3.3 Micro áreas múltiples en condiciones de saturación Micro áreas_M Área Total habilitada por micro área _(calculado) NE0404-01 204060,69 NE0305-14 73306,24 NE0304-04 219566,82 NE0304-13 198613,10 NE0404-5 216290,85 NE0303-11 273235,91 NE0302-05 233836,03 NE0204-8 225328,27 NE0204-16 227354,68 NE0303-06 220992,32 NE0204-15 162028,21 MEDIA Demanda con cocinas (MW) Relación Demanda-Metros cuadrados efectivos(W/m2) con cocinas 1,30 0,44 1,30 1,17 1,26 1,50 1,25 1,17 1,17 1,13 0,82 1,14 6,37 6,03 5,92 5,91 5,83 5,49 5,35 5,19 5,15 5,12 5,05 5,57 RELACIÓN Demanda-Metros cuadrados efectivos(W/m2) _CON COCINAS 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 Figura 3.27 Valores de la relación W/m2 de las micro áreas múltiples saturadas con cocinas de inducción 52 Tabla 3.4 Micro áreas especiales Micro área Área Total habilitada por micro área (calculado) Demanda con cocinas (MW) NE0303-05 235588,37 6,45 NE0305-02 260907,97 4,71 NE0305-10 305632,48 3,76 NE0305-06 236044,54 2,38 NE0404-6 NE0405-05 NE0305-07 NE0303-01 201012,80 265819,80 306563,88 263988,20 2,34 2,34 2,02 2,01 Detalle de uso Plataforma gubernamental proyectada Plataforma gubernamental proyectada Centro Comercial Iñaquito Mayor parte CCNU y totalmente edificado Centro comercial QUICENTRO Parte CCNU Centro Comercial Jardín Con estos resultados se procede a la constatación visual, verificándose que efectivamente la micro áreas que presenta las relaciones Demanda-Metros cuadrados efectivos (W/m2) más altas son aquellas en que la infraestructura localizada en la micro área es relativamente nueva y de fuerte crecimiento vertical. Una vez estimadas las condiciones de saturación y analizadas las micro áreas que las cumplen, se procede a realizar la proyección de la demanda propiamente dicha para toda la zona. Para ello se procede como sigue: - Para micro áreas residenciales (R) no saturadas se tomará el dato de metros cuadrados de construcción efectiva de la respectiva cuadrícula y se multiplicará este valor por el coeficiente Demanda/Metros cuadrados efectivos igual a 3,75 W/m2. - Para micro áreas múltiples (M) no saturadas se tomará el dato de metros cuadrados de construcción efectiva de la respectiva cuadrícula y se multiplicará este valor por el coeficiente de la relación Demanda-Metros cuadrados efectivos igual a 5,57 W/m2. - Para micro áreas especiales (E) se mantendrá el mismo valor. - Para micro áreas con presencia total de parque (P) su valor será de 0 MW. 53 Así, los resultados de la proyección se muestran en el anexo 5. Finalmente, estos resultados deben ser corroborados por una constatación visual del entorno, para verificar que efectivamente se encuentran en condiciones de saturación. 3.5 DETERMINACIÓN DEL ÁREA ABASTECIDA POR LA NUEVA SUBESTACIÓN CAROLINA GIS Para este cometido se partirán de tres aspectos fundamentales: - La potencia del transformador (o transformadores) de la subestación. - La demanda de las micro áreas en condiciones de saturación. - Límites de potencia estimada por cada alimentador Para este particular está planificada la adquisición de un transformador de 25 MVA, cuya potencia será distribuida en alimentadores primarios de 6 MVA aproximadamente (valor acordado en coordinación con el Departamento de Operación y Mantenimiento de la Empresa Eléctrica Quito) cada uno, dándose en consecuencia, un total de 4 primarios que abastecerán un área determinada en función de las demandas calculadas en condiciones de saturación por cada una de las micro áreas. Con ayuda de Excel se presenta el resumen de los valores de demanda en condiciones de saturación por micro área dentro de la zona de interés junto con los polígonos que cubren los nuevos primarios que cumplen las condiciones antes descritas. El detalle se muestra en la Figura 3.28 (a) y una ampliación del mismo para las micro áreas que cubren la nuevas subestación en la Figura 3.28 (b). Los polígonos propuestos han de ser determinados teniendo en cuenta a más de la demanda del área a ser servida, la disposición de calles y avenidas que constan en la planimetría de dichas áreas, como se muestra en la Figura 3.29. 54 Figura 3.28 (a) Resumen de los valores de demanda en condiciones de saturación de las micro área de toda la “Zona A” en función de las demandas por micro área en condiciones de saturación Figura 3.28(b) Resumen de los valores de demanda en condiciones de saturación de las micro área cubiertas por los nuevos primarios en función de las demandas por micro área en condiciones de saturación. 55 Figura 3.29 Polígonos de cobertura de cada primario GIS dispuestos en concordancia con calles y avenidas 56 57 4 CAPÍTULO 4 PROPUESTA TOPOLÓGICA DE LAS REDES DE MEDIO Y BAJO VOLTAJE Al hablar de topología de una red eléctrica se hace referencia a la disposición general de los tramos de los circuitos mediante los cuales se distribuirá la energía, es decir, que se enfoca en la forma de conexión de los segmentos de circuitos, dejando momentáneamente de lado detalles como exactitud en distancias de tramos, ubicación final de equipos, entre otros. Como ya se ha mencionado en el capítulo dos del presente trabajo, en términos generales existen configuraciones tipo radial, lazo, mallada, y huso. Éstas pueden ser aplicadas tanto en las redes de medio como de bajo voltaje, teniendo en cuenta criterios de respuesta frente al fallo del sistema y garantía de calidad de servicio adecuados dependiendo cual sea el caso. 4.1 TOPOLOGÍA ACTUAL 4.1.1 RED TRONCAL DE ALIMENTADORES En cuanto a las redes actuales de medio voltaje se refiere, es menester diferenciar al sistema troncal de la red de medio voltaje propiamente dicha. Refiriéndose a la red troncal de alimentadores, su topología es predominantemente radial. Cabe destacar que la característica principal para su identificación es el calibre mayor que estos presentan (500 MCM) y en consecuencia su mayor capacidad de corriente. La distribución de las redes de medio voltaje que se derivan de la subestación actual Carolina, se muestran en la Figura 4.1 Figura 4.1Topología actual de los alimentadores primarios de la subestación 24 (Carolina) 24 58 59 Incorporando a esta información los polígonos respectivos al área de cobertura de los nuevos primario GIS, se tiene como se muestra en la Figura 4.2 24 Figura 4.2 Área de cobertura de la nueva subestación 24 GIS 60 4.1.2 RED DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA A LOS TRONCALES En cuanto a estos tramos de la red, las configuraciones de los circuitos son radiales con interconexiones con otros primarios, como puede apreciarse es el fragmento mostrado en la Figura 4.3, localizado entre las avenidas República, Eloy Alfaro y 6 de Diciembre, donde se presentan redes soterradas CÁMARA DE SECCIONAMIENTO Y TRANSFERENCIA 24 A - 01C CÁMARA DE SECCIONAMIENTO Y TRANSFERENCIA 24 A – 24C Figura 4.3 Fragmento de la red de medio voltaje de la zona en estudio donde se evidencia su topología típica22. 4.1.3 RED DE BAJO VOLTAJE Analizando la red de bajo voltaje existente se evidencia una configuración radial, como puede constatarse en la Figura 4.4. 22 Fuente: http://webgis.eeq.com.ec/ 61 Figura 4.4 Distribución típica de las redes de bajo voltaje 4.1.4 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIAS DE LA TOPOLOGÍA ACTUAL 4.1.4.1 Fallo en la red de medio voltaje asociada a la troncal En caso de existir falla en algún segmento de la red de medio voltaje derivada de los alimentadores troncales, para aislar la falla es necesario seccionar dicho segmento y en consecuencia dejar sin servicio a los transformadores que dependen de éste, o en su defecto, acto seguido de las operaciones de seccionamiento realizar transferencias de carga hacia los alimentadores adyacentes, en la medida de que esto sea posible. Esto puede apreciarse claramente una de las ampliaciones de los puntos de transferencia como se muestra en la Figura 4.5. Lo detallado nos lleva a la conclusión de que en principio este escenario el sistema presenta una respuesta adecuada frente al fallo, sin embargo conforme ha crecido la demanda en la zona, progresivamente ha ido disminuyendo la capacidad para tomar carga de los diferentes segmentos de la red, por la evidente reducción del margen de capacidad de conducción disponible de los conductores, lo que se hará más crítico cuando se llegue al estado de saturación. 62 Figura 4.5 Cámara de seccionamiento y transferencia 24A – 24C23 4.1.4.2 Fallo en la red troncal Es claro advertir un problema en el caso de suscitarse una falla en la red troncal, ya que, de ser el caso, la única solución viable es realizar un número considerable de transferencias como las descritas hacia los alimentadores adyacentes, lo que claro está, progresivamente se dificulta conforme se incrementa la demanda del sistema. 4.2 PROPUESTA DE DISEÑO “A” Debido a que la propuesta de este proyecto sugiere el inicio de una reestructuración global del sistema eléctrico de distribución, dentro de lo concerniente a la topología, se introduce un diseño diferente a lo convencional dentro del área de concesión. Este diseño alternativo es el denominado huso, cuya configuración es como se muestra en la Figura 4.6. Cabe destacar que la mejora principal de esta propuesta frente a la actual radica en dos aspectos fundamentales: 23 Fuente: http://webgis.eeq.com.ec/ 63 TRONCAL Figura 4.6 Representación esquemática de la topología tipo Huso - Incremento en el nivel de respuesta frente al fallo, lo que se perfila como un avance de gran importancia debido a la necesidad de ésta por la eminente introducción de cocinas de inducción dentro del sistema eléctrico de distribución, y, por otra parte, - La flexibilidad para la expansión, mitigando así el problema actual del sistema. 4.2.1 ELEMENTOS DE UNA CONFIGURACIÓN TIPO HUSO Para ilustrar este sistema se realizará el análisis entre dos cámaras de seccionamiento, cuyos elementos son: - Cámaras de seccionamiento, donde se encuentran localizados barrajes y elementos de corte y seccionamiento. - Interruptores, encargados de realizar apertura del circuito bajo carga ante la detección de una falla. Son empleados en el inicio y final de cada huso. - Seccionadores bajo carga, encargados de realizar la apertura del circuito bajo carga que a diferencia de los interruptores su operación es manual. - Troncal, que corresponde a los tramos de red que han de poseer la capacidad de conducción de corriente necesaria para abastecer a toda la red derivada de ésta. 64 - Husos, que son los segmentos de circuito derivados de las cámaras de seccionamiento que abastecerán a los transformadores de distribución asociados a la red. - Cámaras de transformación, que serán las encargadas de transformar el nivel de medio voltaje a valores de voltaje utilizables por los usuarios finales TRONCAL ´ ´ ´ ´ Figura 4.7 Elementos constitutivos de una red tipo Huso 4.2.2 RED TRONCAL Y DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA DE LA TOPOLOGÍA PROPUESTA Una vez entendidos cuales son los elementos que conforman esta red y la labor que cumplen, es necesario describir el funcionamiento de la misma. En condiciones normales de operación, en cuanto a la red troncal se refiere, todos los seccionadores de entrada y salida de cada una de las cámaras operarán normalmente cerrados, permitiendo así una alimentación permanente a toda la red. En los husos por otra parte la red operará adecuadamente en la medida que operen los interruptores I como normalmente cerrado (ver Figura 4.7) e interruptores I´ 65 como normalmente abiertos o viceversa. Es precisamente esta característica la que le ofrecerá la respuesta frente al fallo al sistema como se verá más adelante. 4.2.3 RED DE BAJO VOLTAJE Semejante a la disposición actual se mantendrá la configuración tipo radial, debido principalmente a que aquello que le ofrece respuesta frente al fallo y por ende continuidad de servicio al usuario final, se encuentra principalmente en la red de medio voltaje. 4.2.4 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIA DE LA TOPOLOGÍA PROPUESTA 4.2.4.1 Fallo en la red de medio voltaje asociada a los troncales Partiendo del supuesto de una falla en el segmento de red X1-2 como se muestra en la Figura 4.8, el procedimiento a seguir sería el siguiente: - Aislamiento de la falla: mediante la apertura de los seccionadores 1By 2A - Alimentación para las cargas desenergizadas desde otra barra: para el caso, desde la barra de seccionamiento 2 se alimentan las cargas 2 y 3, mediante el TRONCAL Figura 4.8 Falla tipo en un huso ´ ´ cierre del interruptor I´. 66 4.2.4.2 Fallo en un segmento troncal Cambiando el escenario de fallo a un punto en un segmento troncal, como se muestra en la Figura 4.9, se debe proceder como sigue: - Aislamiento de la falla, mediante la apertura de los seccionadores S y S´ - Energización de barra, pudiendo ser cualquiera de las dos con el alimentador de respaldo mediante el seccionador SR. Energización del huso mediante I o I´, según cual barra haya sido energizada. ´ - TRONCAL ´ Figura 4.9 Falla en un segmento troncal 4.2.4.3 Fallo en interruptor de salida del alimentador En caso de existir la necesidad de desconexión del interruptor de salida del alimentador de la subestación, por cualquier motivo, sea por fallo o simple mantenimiento, se procederá a transferir toda la carga del alimentador a otro adyacente, como se evidencia en la Figura 4.10. Partiendo del supuesto que deba salir de servicio el seccionador 1A, debería procederse de la siguiente manera: 67 Disyuntor Principal PRIMARIO A Secc. 1A PRIMARIO B Fuera de servico Aux 1 Secc. 1B Aux 2 Figura 4.10 Transferencia de carga entre cabeceras de primarios - Desenergización del primario A, mediante la abertura del disyuntor A y acto seguido del seccionador 1A. - Energización de la barra 1A, mediante el cierre de los seccionadores bajo carga Aux 1 y Aux 2. Finalmente, una vez analizados todos los escenarios de fallo, y evidenciada la excelente respuesta de esta propuesta frente a los mismos, se plantea la representación esquemática de la topología del circuito mediante su diagrama unifilar, basándose en las condiciones reales del presente proyecto, como se muestra en la Figura 4.11. Secc. 2A' PRIMARIO A Secc. 2B Secc. 1B PRIMARIO B Secc. 5C Secc. 3C Secc. 2C Secc. 1C Secc. 5C' Secc. 4C PRIMARIO C Secc. 3D Secc. 2D Secc. 1D Secc. 2D' Secc. 3D' PRIMARIO D Secc. 6D'' Secc. 5D'' Secc. 4D'' Secc. 3D'' Figura 4.11 Diagrama unifilar de las líneas troncales de la red de distribución de la S/E 24GIS Secc. 2A Secc. 1A Disyuntor Principal 68 69 4.3 PROPUESTA DE DISEÑO “B” Sin perder de vista que una de las prioridades más significativas es incrementar los niveles de respuesta frente al fallo en el sistema, otra alternativa viable de diseño es la denominada topología en anillo abierto, cuyo funcionamiento se ilustra en la Figura 4.12 TRONCAL Figura 4.12 Representación esquemática de la topología tipo anillo 4.3.1 ELEMENTOS DE UNA CONFIGURACIÓN TIPO ANILLO ABIERTO Para ilustrar este sistema se realizará el análisis entre dos cámaras de seccionamiento, cuyos elementos son: - Cámaras de seccionamiento, donde se encuentran localizados barrajes y elementos de corte y seccionamiento. - Interruptores, encargados de realizar apertura de circuito bajo carga ante la detección de una falla. Son empleados en al inicio y final de cada anillo. - Seccionadores bajo carga, encargados de realizar la apertura del circuito bajo carga que a diferencia de los interruptores su operación es manual. 70 - Troncal, que corresponde a los tramos de red que han de poseer la capacidad de conducción de corriente necesaria para abastecer a toda la red derivada de ésta. - Anillos, que son los segmentos de circuito derivados de las cámaras de seccionamiento que abastecerán a los transformadores de distribución asociados a la red. - Cámaras de transformación, que serán las encargadas de transformar el nivel de medio voltaje a valores de voltaje utilizables por los usuarios finales ´ ´ TRONCAL ´ Figura 4.13 Elementos constitutivos de una red tipo Anillo 4.3.2 RED TRONCAL Y DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA DE LA TOPOLOGÍA PROPUESTA Una vez entendidos cuales son los elementos que conforman esta red y la labor que cumplen, es necesario describir el funcionamiento de la misma. 71 En condiciones normales de operación, en cuanto a la red troncal se refiere, todos los seccionadores de entrada y salida de cada una de las cámaras operarán normalmente cerrados, permitiendo así una alimentación permanente a toda la red. En los anillos por otra parte la red operará adecuadamente en la medida que operen los interruptores I como normalmente cerrado (ver Figura 4.13) e interruptores I´ como normalmente abiertos o viceversa. Es precisamente esta característica la que le ofrecerá la respuesta frente al fallo al sistema. 4.3.3 RED DE BAJO VOLTAJE Semejante a la disposición actual se mantendrá la configuración tipo radial, debido principalmente a que aquello que le ofrece respuesta frente al fallo y por ende continuidad de servicio al usuario final, se encuentra principalmente en la red de medio voltaje. 4.3.4 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIA DE LA TOPOLOGÍA ALTERNATIVA DE DISEÑO 4.3.4.1 Fallo en la red de medio voltaje asociada a los troncales Partiendo del supuesto de una falla en el anillo 2, como se muestra en la Figura 4.14, el procedimiento a seguir sería el siguiente: - Aislamiento de la falla: mediante la apertura de los seccionadores 1B y 2A - Alimentación para las cargas desenergizadas desde el otro segmento del anillo luego de cerrar el interruptor I´. 72 ´ TRONCAL ´ Figura 4.14 Falla tipo en un anillo 4.3.4.2 Fallo en un segmento troncal Cambiando el escenario de fallo a un punto en un segmento troncal, como se muestra en la Figura 4.15, se debe proceder como sigue: - Aislamiento de la falla, mediante la apertura de los seccionadores S y S´ - Energización de barras mediante seccionadores para barras de respaldo ܵோభ y ܵோమ . 73 ´ TRONCAL ´ Figura 4.15 Falla en un segmento troncal 4.3.4.3 Fallo en interruptor de salida del alimentador En caso de existir la necesidad de desconexión del interruptor de salida del alimentador de la subestación, por cualquier motivo, sea por fallo o simple mantenimiento, se procederá a transferir toda la carga del alimentador a otro adyacente, como se evidencia en la Figura 4.16. Partiendo del supuesto que deba salir de servicio el seccionador 1A, debería procederse de la siguiente manera: 74 Disyuntor Principal PRIMARIO A Secc. 1A PRIMARIO B Fuera de servico Aux 1 Secc. 1B Aux 2 Figura 4.16 Transferencia de carga entre cabeceras de primarios - Desenergización del primario A, mediante la abertura del disyuntor A y acto seguido del seccionador 1A. - Energización de la barra 1A, mediante el cierre de los seccionadores bajo carga Aux 1 y Aux 2. La representación esquemática de los segmentos troncales mediante su diagrama unifilar, basándose en las condiciones reales del presente proyecto, sería de la misma manera como se mostró en la Figura 4.11. 75 5 CAPÍTULO 5 ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS REDES DE MEDIO Y BAJO VOLTAJE 5.1 ESCENARIO ACTUAL Para evaluar las implicaciones que el sistema eléctrico presentaría de continuar creciendo conforme la disposición actual del sistema, conviene realizar una simulación llevándolo a la saturación mediante la proyección por micro áreas que se ha desarrollado en el capítulo tres del presente trabajo. Para este cometido nuevamente se empleará la herramienta computacional Cymdist. Básicamente el procedimiento consiste en ingresar los factores de crecimiento de cada micro área para poner el sistema en condiciones de saturación y de esta manera evaluar cómo reaccionará el sistema principalmente sobre los niveles de carga de los primarios y la capacidad del sistema para afrontar eventualidades de fallo. En este sentido, luego de realizar el respectivo ingreso de datos, se obtienen los reportes generados por el Cymdist que pueden apreciarse en detalle en el anexo 6 En la tabla 5.1 se presentan de manera sucinta los críticos niveles de carga de los primarios que el sistema alcanzaría en condiciones de saturación. En base a ello es fácil advertir las complicaciones que se presentarían, principalmente tomando en cuenta criterios de confiablidad. Como ya se ha analizado en el capítulo anterior en el apartado 4.1.4 la principal forma que tiene el sistema actual para enfrentar fallos en segmentos de la red es realizar transferencias de carga hacia los primarios adyacentes, y como es claro esto será totalmente inviable debido a que de por sí cada primario sobrepasa el porcentaje de carga permitido para su adecuada operación. 76 Tabla 5.1 Nivel de carga de primarios en condiciones de saturación para el sistema a 6.3kV Alimentador Nivel De Carga (%) 24 A 100,1 24B 117,9 24C 136 24D 188,6 24E 186,8 5.2 ESCENARIO PROYECTADO Un aspecto de gran importancia que debe llevarse de la mano con la selección de la topología es determinar cuáles serán los criterios para la selección de los nuevos transformadores de 22.8kV, ya que aquello influirá fuertemente en el costo final del proyecto. 5.2.1 CONDICIONES PRELIMINARES En primer lugar, es necesario determinar cuál será la potencia de los transformadores de distribución. Para este cometido se procede a realizar un análisis tomando como elementos muestrales a los transformadores propuestos para el diseño al del alimentador 24 C, sugeridos en base al cálculo detallado de caídas de tensión de los circuitos de bajo voltaje, a partir del análisis de las cargas presentes en ese polígono luego de los respectivos levantamientos en campo. El análisis para determinar cada uno de estos transformadores puede apreciarse en el Anexo 7 Finalmente, luego de la tabulación de los valores resultantes de los transformadores de distribución, se llega a estimar una potencia media de 200kVA 5.2.2 PROCESO PARA LA ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA A NIVEL DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DE LA DEMANDA A NIVEL PRIMARIO En primera instancia es menester comprender que a nivel de transformador de distribución existirán valores de diversidad y coincidencia diferentes que, a nivel de transformación de la subestación, debido a que el número de usuarios asociados a 77 cada uno de ellos es sustancialmente diferente. Otro elemento clave para el caso de los transformadores de distribución es el número de usuarios asociados. En principio para estimar la demanda a nivel de transformadores de distribución a partir de la demanda a nivel primarios es preciso hallar un factor que permita realizar la corrección pertinente. Partiendo del incremento en la demanda a nivel primario debido al ingreso de cocinas de inducción, que está en el orden del 35%, es fácil advertir por diferencia que la participación porcentual de usuarios comerciales es del 65% Para el análisis se toma en consideración el primario 24D actual que es uno de los de mayor influencia en el polígono que comprende la nueva subestación propuesta, así se tiene a partir de la ecuación 5.1 ேೞೝೞೌೞ ேೝೌೞೝೌೝೞ ൌ ܰ௦ Ȁݎ݀ܽ݉ݎ݂ݏ݊ܽݎݐଶ (5.1) Así, el número de transformadores se calcula como se muestra en la ecuación 5.2 ܰ௧௦ௗ௦ ൌ ௫ೝೌೝ ଶ ൌ ଷଷଽǤ଼ଷ ଶ ൌ ͳ( ݏ݁ݎ݀ܽ݉ݎ݂ݏ݊ܽݎݐ5.2) Debido a que en el primario se tiene un total de 624 clientes residenciales, el número de cocinas por transformador se calcula como se muestra en la ecuación 5.3 ேೞೝೞೌೞ ேೝೌೞೝೌೝೞ ൌ ଶସ ଵ ൌ ͵ܿ( ݎ݀ܽ݉ݎ݂ݏ݊ܽݎݐݎݏܽ݊݅ܿ5.3) De la curva Ranges de la Figura 3.18 se puede apreciar que ݔ݉ܦௗ௩௦ௗଷ௨௦௨௦ ൌ ͳ ݔ݉ܦௗ௩௦ௗଶସ௨௦௨௦ ൌ ͲǤͺ Por lo que los respectivos factores de coincidencia serán como se muestra en la ecuación 5.4 y en la ecuación 5.5. ݊݅ܿܨ ൌ Ǥ଼ ଷǤ ൌ ͲǤʹͳͲͺ (5.4) 78 ଵ ݊݅ܿܨ௧௦ௗ ൌ ଷǤ ൌ ͲǤʹͲʹ (5.5) Y por lo tanto la relación entre factores de coincidencia será como se muestra en la ecuación 5.6 ிೝೌೞೝೌೝ ிೝೌೝ Ǥଶଶ ൌ Ǥଶଵ଼ ൌ ͳǤʹͺ (5.6) Finalmente, incluyendo la influencia de los usuarios comerciales tomando en cuenta un factor de coincidencia del 0.9, tenemos como se muestra en la ecuación 5.7 ሺͳǤͳ Ͳ כǤͷሻ ሺͳǤʹͺ Ͳ כǤ͵ͷሻ ൌ ͳǤͳ͵ (5.7) Lo que en términos generales representa un factor de corrección igual a 1.163, o, dicho de otra forma, es necesario multiplicar por este factor los valores de demanda por micro área a nivel de alimentador primario para hallar los respectivos valores de demanda a nivel de transformador de distribución. Tomando en cuenta el valor de demanda de las micro áreas en condiciones de saturación, e incluyendo el incremento calculado, es posible estimar el número de transformadores a nivel distribuido por cada micro área, como se muestra en el ANEXO 8. De la información de las cuadrículas que cubren a los polígonos propuestos, se obtiene la tabla 5.2 que servirá como partida para distribución de los transformadores en las respectivas cámaras de transformación dispuestas en la infraestructura de la zona. Tabla 5.2 Número de transformadores por cuadrícula para el área de cobertura de los polígonos propuestos Micro áreas Múltiples Proyección en condiciones de saturación (MW) Demanda a nivel N de de transformadores transformadores de distribución necesarios de distribución NE0304-13 1,17 1,36 7 NE0304-15 0,74 0,86 5 NE0303-01 2,01 2,34 12 NE0303-02 0,62 0,72 4 79 NE0303-03 0,98 1,14 6 NE0303-04 0,88 1,02 6 NE0303-05 6,45 7,50 38 NE0303-06 1,13 1,31 7 NE0303-07 1,52 1,77 9 NE0303-08 1,23 1,43 8 NE0303-09 1,58 1,84 10 NE0303-10 1,48 1,72 9 NE0303-11 1,5 1,74 9 NE0303-12 0,91 1,06 6 NE0303-13 1,77 2,06 11 NE0303-14 1,64 1,91 10 NE0303-15 0,81 0,94 5 NE0303-16 0,65 0,76 4 NE0302-01 1,12 1,30 7 NE0302-02 1,56 1,81 10 NE0302-05 1,25 1,45 8 NE0302-06 1,65 1,92 10 Para evaluar el comportamiento de todo el sistema propuesto en los diferentes escenarios de operación, es preciso realizar una simulación completa del sistema propuesto a fin de analizar principalmente sus niveles de carga y comportamiento frente a contingencias, lo cual se realizará mediante el programa computacional CYME, con su herramienta Cymdist, la que se ha descrito en el apartado 3.1.5. 5.3 OPERACIÓN DE LA ALTERNATIVA “A” 5.3.1 ANÁLISIS DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE Una vez ingresados los datos de la topología descrita en la Figura 4.11 para la simulación respectiva en Cymdist podemos analizar el comportamiento del sistema en los posibles escenarios de operación. Cabe indicar que en términos generales se empleará para la red troncal conductores calibre 250 MCM, y para la red de medio voltaje asociada un calibre 2/0. Es con éstos valores que se han realizado las simulaciones respectivas, cuyos escenarios de operación se presentan a continuación. 80 5.3.1.1 Condiciones normales de operación En el ANEXO 9 puede apreciarse el detalle de los reportes generados por el Cymdist, cuyos resultados se presentan en la tabla 5.3. Como se puede fácilmente apreciar, los niveles de carga para todos los primarios ofrecen total apertura para realizar transferencias entre sí en caso de una eventual contingencia. Tabla 5.3 Niveles máximos de carga para alimentadores de la S/E 24 GIS en condiciones normales de operación Alimentador Nivel de carga (%) 24 A 48,6 24 B 33,4 24 C 51,1 24 D 54,3 5.3.1.2 Fallo en interruptor de salida del alimentador Para afrontar este escenario de falla, como ya se ha analizado en el apartado 4.3.4.3, es preciso realizar transferencia de carga entre las cabeceras de los alimentadores que conforman la subestación, para ello ha de considerarse principalmente los niveles de carga de cada uno de ellos en condiciones normales de operación, y en función de aquello elegir entre cuales es más conveniente realizar las respectivas transferencias. En este sentido, se proponen las siguientes transferencias en caso de contingencia, cuyo detalle puede apreciarse en los reportes generados por CYME que se muestran en el ANEXO 10. En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24A toma carga el 24B y se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un 80.20% En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24B toma carga el 24 A y se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 A de un 48.6% a un 80.20% En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24C toma carga el 24B y se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un 84.4% 81 En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24D toma carga el 24B y se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un 87.6% 5.3.1.3 Fallo en la red de medio voltaje asociada a los troncales Para analizar cuál sería el comportamiento de la red en caso de una falla en la red de medio voltaje asociada a los troncales a partir de la Figura 4.8, luego de aislar TRONCAL ´ ´ la falla en términos prácticos se tendría como se presenta en la Figura 5.1. Figura 5.1 Representación esquemática de un fallo en un segmento de un huso tipo. En este escenario lo que se ha de comprobar para asegurar que el segmento de red funcionará adecuadamente de existir una contingencia de este tipo es determinar si el conductor que conforma el huso operará adecuadamente. Esto se conseguirá empleando en la simulación el valor de demanda al nivel de transformador de distribución en lugar del valor de demanda a nivel de transformador de subestación. Dicho de otro modo, han de utilizarse para este apartado los valores de demanda descritos en la columna 3 de la tabla 5.2. 82 5.3.1.4 Fallo en un segmento troncal Para considerar esta eventualidad se analizará un segmento relativamente amplio del diagrama unifilar total del sistema, como se muestra en la Figura 5.2, donde claramente puede apreciarse que los casos más críticos de fallo de segmentos troncal están en los más cercanos a las respectivas cabeceras. Disyuntor Principal PRIMARIO B PRIMARIO D PRIMARIO C Secc. 1D Secc. 1C Secc. 2D Secc. 2D' Secc. 2C Secc. 3D Secc. 3C Secc. 3D' Secc. 4C Secc. 5C Secc. 5C' Secc. 3D'' Secc. 4D'' Secc. 5D'' Secc. 6D'' Figura 5.2 Fragmento de diagrama unifilar de troncales de la red de medio voltaje Por lo antes mencionado se tomará como ejemplo el caso de fallo del segmento troncal comprendido entre las barras de seccionamiento 1C y 2C, en donde luego de aislar la falla mediante la apertura de los dispositivos de seccionamiento correspondientes, la barra 2D procedería a tomar la carga respectiva mediante el cierre de los seccionadores bajo carga del segmento que une a las barras 2C y 2D, 83 quedando así transferida la carga al alimentador 2D. Los valores de cabecera del alimentador 2D serían como se muestra en el ANEXO 11. Luego de analizar los resultados puede claramente constatarse la facilidad del sistema para afrontar este tipo de contingencias, conservando siempre un nivel de carga en los primarios por debajo del valor 1 pu lo que garantiza la adecuada operación del sistema. 5.3.2 ANÁLISIS DE LA RED DE BAJO VOLTAJE En cuanto a las redes de bajo voltaje se refiere, será suficiente con dejar establecidos lineamientos claros que han de aplicarse el momento que se decida proceder a la fase de implementación, así, para el diseño de la red de bajo voltaje se han considerado circuitos radiales; para la construcción de la red de bajo voltaje se utilizará cable tipo TTU de cobre, aislado con polietileno para 2000 V, para las fases, con calibres unificados de 1/0, 2/0 y 3/0 AWG, calibres que se determinaron concordantemente con los cálculos de caída de voltaje secundario realizados con el método de los kVA-m, establecido en las normas de Distribución de la EEQ. Para la red de alumbrado público se consideró el criterio de alumbrado “vial y peatonal”; vial con postes metálicos de 10 m de altura, luminarias de vapor de sodio de 400 W ó 250W e instalados en una vereda del eje vial; peatonal con luminarias de 150 W de halogenuro metálico, montados en postería metálica de 6m de longitud y con una ínter distancia de 30 m, con lo que se obtiene un alumbrado peatonal con una ínter distancia de 15m, instalados en ambos lados de la vereda, cumpliendo lo estipulado en la ordenanza 022. Deberá tenerse en cuenta que, para el detalle de canalizaciones, es decir la selección del número de vías y la disposición de las mismas al momento de la implementación (tanto para medio como para bajo voltaje), se deberá referenciar al Manual Técnico de la ordenanza 022 descrito en el apartado 1.4. 84 5.4 OPERACIÓN DE LA ALTERNATIVA “B” 5.4.1 ANÁLISIS DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE Debido a que en la variación entre las alternativas de diseño propuestas radica principalmente en la red de medio voltaje asociada a los segmentos troncales, el diagrama unifilar de la Figura 4.11 continúa siendo perfectamente válido. Así pues, una vez ingresados los datos para la simulación respectiva en Cymdist podemos analizar el comportamiento del sistema en los posibles escenarios de operación. Cabe indicar que en términos generales se empleará para la red troncal conductores calibre 250 MCM, y para la red de medio voltaje asociada un calibre 2/0. Es con éstos valores que se han realizado las simulaciones respectivas, cuyos escenarios de operación se presentan a continuación. 5.4.1.1 Condiciones normales de operación Una vez entendido que para la propuesta alternativa de diseño se conserva el esquema de la red de medio voltaje de segmentos troncales empleado para la primera propuesta de diseño, es claro advertir en condiciones normales de operación se obtendrán los mismos valores de cabecera. En el ANEXO 9 puede apreciarse el detalle de los reportes generados por el Cymdist, cuyos resultados se presentan en la tabla 5.4. Nuevamente como se puede apreciar, los niveles de carga para todos los primarios ofrecen total apertura para realizar transferencias entre sí en caso de una eventual contingencia. Tabla 5.4 Niveles máximos de carga para alimentadores de la S/E 24 GIS en condiciones normales de operación Alimentador Nivel de carga (%) 24 A 48,6 24 B 33,4 24 C 51,1 24 D 54,3 5.4.1.2 Fallo en interruptor de salida del alimentador De manera semejante que en el apartado 5.3.1.2 para afrontar este escenario de falla, es preciso realizar transferencia de carga entre las cabeceras de los alimentadores que conforman la subestación, para ello ha de considerarse 85 principalmente los niveles de carga de cada uno de ellos en condiciones normales de operación, y en función de aquello elegir entre cuales es más conveniente realizar las respectivas transferencias. En este sentido, se proponen las siguientes transferencias en caso de contingencia, cuyo detalle puede apreciarse en los reportes generados por CYME que se muestran en el ANEXO 10. En caso de falla del interruptor de salida del alimentador 24A toma carga el 24B y se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un 80.20% En caso de falla del interruptor de salida del alimentador 24B toma carga el 24 A y se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 A de un 48.6% a un 80.20% En caso de falla del interruptor de salida del alimentador 24C toma carga el 24B y se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un 84.4% En caso de falla del interruptor de salida del alimentador 24D toma carga el 24B y se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un 87.6% 5.4.1.3 Fallo en la red de medio voltaje asociada a los troncales Para analizar cuál sería el comportamiento de la red en caso de una falla en la red de medio voltaje asociada a los troncales a partir de la Figura 4.13, luego de aislar la falla en términos prácticos se tendría como se presenta en la Figura 5.3. 86 ´ TRONCAL ´ Figura 5.3 Representación esquemática de un fallo en un segmento de un anillo tipo. En este escenario lo que se ha de comprobar para asegurar que el segmento de red funcionará adecuadamente de existir una contingencia de este tipo es determinar si el conductor que conforma el huso operará adecuadamente. Como se puede constatar lo que principalmente cambia es la distancia del circuito, lo que afectará de alguna manera a las caídas de voltaje. Empleando en la simulación el valor de demanda al nivel de transformador de distribución en lugar del valor de demanda a nivel de transformador de subestación es posible estimar cómo será el comportamiento de estos segmentos de la red. Dicho de otro modo, han de emplearse para este apartado los valores de demanda descritos en la columna 3 de la tabla 5.2. 5.4.1.4 Fallo en un segmento troncal De igual manera que para la primera propuesta de diseño, para considerar esta eventualidad se analizará un segmento relativamente amplio del diagrama unifilar total del sistema, como se muestra en la Figura 5.4, donde claramente puede 87 apreciarse que los casos más críticos de fallo de segmentos troncal están en los más cercanos a las respectivas cabeceras. Por lo antes mencionado se tomará como ejemplo el caso de fallo del segmento troncal comprendido entre las barras de seccionamiento 1C y 2C, en donde luego de aislar la falla mediante la apertura de los dispositivos de seccionamiento correspondientes, la barra 2D procedería a tomar la carga respectiva mediante el cierre de los seccionadores bajo carga del segmento que une a las barras 2C y 2D, quedando así transferida la carga al alimentador 24D. Los valores de cabecera del alimentador 24D serían como se muestra en el ANEXO 11 Disyuntor Principal PRIMARIO B PRIMARIO D PRIMARIO C Secc. 1D Secc. 1C Secc. 2D Secc. 2D' Secc. 2C Secc. 3D Secc. 3C Secc. 3D' Secc. 4C Secc. 5C Secc. 5C' Secc. 3D'' Secc. 4D'' Secc. 5D'' Secc. 6D'' Figura 5.4 Fragmento de diagrama unifilar de troncales de la red de medio voltaje 88 5.4.2 ANÁLISIS DE LA RED DE BAJO VOLTAJE En cuanto a las redes de bajo voltaje se refiere, será suficiente con dejar establecidos lineamientos claros que han de aplicarse el momento que se decida proceder a la fase de implementación, así, para el diseño de la red de bajo voltaje se han considerado circuitos radiales; para la construcción de la red de bajo voltaje se utilizará cable tipo TTU de cobre, aislado con polietileno para 2000 V, para las fases, con calibres unificados de 1/0, 2/0 y 3/0 AWG, calibres que se determinaron concordantemente con los cálculos de caída de voltaje secundario realizados con el método de los kVA-m, establecido en las normas de Distribución de la EEQ. Para la red de alumbrado público se consideró el criterio de alumbrado “vial y peatonal”; vial con postes metálicos de 10 m de altura, luminarias de vapor de sodio de 400 W ó 250W e instalados en una vereda del eje vial; peatonal con luminarias de 150 W de halogenuro metálico, montados en postería metálica de 6m de longitud y con una ínter distancia de 30 m, con lo que se obtiene un alumbrado peatonal con una ínter distancia de 15m, instalados en ambos lados de la vereda, cumpliendo lo estipulado en la ordenanza 022. Deberá tenerse en cuenta que, para el detalle de canalizaciones, es decir la selección del número de vías y la disposición de las mismas al momento de la implementación (tanto para medio como para bajo voltaje), se deberá referenciar al Manual Técnico de la ordenanza 022 descrito en el apartado 1.4. 89 6 CAPÍTULO 6 SELECCIÓN DE ALTERNATIVA Para realizar la selección de la mejor alternativa, es preciso realizar un análisis comparativo de los parámetros de mayor impacto para el funcionamiento del sistema. Para este apartado se analizarán las configuraciones en huso y en anillo que se ha venido tratando en los capítulos anteriores. 6.1 ANÁLISIS TÉCNICO 6.1.1 NIVELES DE CARGA Para comparar los niveles de carga de cada uno de los primarios en sus respectivas topologías se debe remitir a los numerales 5.3 y 5.4, donde se han presentado los valores de éstos en cada uno de los escenarios de operación posibles, evidenciándose que para ambos casos éstos son muy similares y consecuentemente ambos trabajan en niveles totalmente adecuados y confiables. 6.1.2 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIAS Por lo expuesto en los literales 4.2.4 y 4.3.4 se puede llegar a la conclusión de que no existe dentro del punto de vista técnico mayor diferencia entre las dos alternativas analizadas, ya que ambas propuestas, tanto en huso como en anillo presentan una respuesta adecuada frente al fallo. 6.2 ANÁLISIS ECONÓMICO Debido al considerable número de similitudes que existen entre las dos alternativas en cuestión, este análisis se basará en comparar la característica de diferenciación entre ellas. Dicho de otra manera, debido a que en las dos propuestas la red trocal de medio voltaje es exactamente la misma, el análisis comparativo se centrará en la red de medio voltaje asociada a los segmentos troncales, que es donde se evidenciarán diferencias, principalmente referentes a las longitudes de los respectivos circuitos. 90 Cabe recalcar que debido a que los alimentadores A y B de la nueva subestación Carolina son prácticamente iguales por los motivos que ya se han explicado, este análisis se centrará en los primarios C y D, ya que son aquéllos en donde se presentarán variaciones significativas 6.2.1 ANÁLISIS EN PRIMARIO C 6.2.1.1 Primario 24C topología husos Figura 6.1 Identificación de cámaras de seccionamiento en alimentador C de la Nueva subestación Carolina para la configuración tipo huso 91 A partir de la Figura 6.1, se procede a cuantificar la longitud de los segmentos de red respectivos. Tabla 6.1 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos husos y longitudes para el alimentador 24C. Cámaras de seccionamiento SECC 1C SECC 2C SECC 3C SECC 4C SECC 5C Segmentos de red Longitud Cable Potencia kVA Huso1 1C-2C 998,46 1400 Huso2 1C-2C 695,18 600 Huso3 1C-2C 475 600 Huso4 1C-2C 557,13 400 Huso1 2C-3C 562,98 800 Huso2 2C-3C 727,87 600 Huso 3C-5C 374,03 600 Huso 3C-6C 507,69 1000 Huso 4C-6C 367,13 600 Huso1 5C-6C 444,68 600 Huso2 5C-6C 407,8 400 6117,95 7600 TOTALES De manera análoga se procede a analizar el primario 24C para la configuración tipo anillo propuesta. A diferencia del análisis anterior donde se presentó la distribución de las redes en el plano, aquí se muestra una representación esquemática del mismo para facilitar su comprensión, como puede apreciarse en la Figura 6.2. 92 Anillo1C-2 Anillo2C-1 Anillo3C-2 Anillo5C-2 Anillo1C-3 6.2.1.2 Primario 24C topología Anillo SECC1C SECC2C SECC3C SECC5C SECC6C Anillo 6C-1 Anillo5C-1 Anillo3C-1 Anillo1C-1 TRONCAL Figura 6.2 Identificación de cámaras de seccionamiento con sus respectivos anillos del primario 24 C Tabla 6.2 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos anillos y longitudes para el alimentador 24 C. Cámaras de seccionamiento SECC 1C SECC 2C SECC 3C SECC 5C SECC 6C Segmentos de red Longitud Cable Potencia kVA Anillo 1C-1 1130,54 1600 Anillo 1C-2 870,70 600 Anillo 1C-3 1003,75 800 Anillo 2C-1 546,72 400 Anillo 3C-1 900,54 1000 Anillo 3C-2 502,87 1000 Anillo 5C-1 459,25 400 Anillo 5C-2 860,54 1000 Anillo 6C-1 750,10 800 TOTALES 7025,01 7600 93 6.2.2 ANÁLISIS EN PRIMARIO D 6.2.2.1 Primario 24D topología husos Figura 6.3 Identificación de cámaras de seccionamiento en alimentador D de la Nueva subestación Carolina para la configuración tipo huso 94 Tabla 6.3 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos husos y longitudes para el alimentador 24 D Cámaras de seccionamiento Segmentos de red Longitud Cable Potencia kVA Huso 1D-2D 238,5 400 Huso 1D-2D’ 533,3 800 Huso 1D-3D’ 590,38 400 Huso 1D-5D’’ 454,4 600 SECC 2D Huso 2D-3D 619,04 600 SECC 3D Huso 3D-6D’’ 362,16 600 Huso 2D’-3D’ 672,42 600 Huso1 2D’-4D’’ 670,15 600 Huso2 2D’-4D’’ 500,7 600 SECC 3D’ Huso 3D’-5D’’ 380,87 400 SECC 3D’’ Huso 3D’’-4D’’ 401,92 600 SECC 4D’’ Huso 4D’’-5D’’ 834,48 800 SECC 5D’’ 5D’’-3D 887,88 1200 7146,2 8200 SECC 1D SECC 2D’ TOTALES De manera análoga se procede a analizar el primario 24D para la configuración tipo anillo propuesta. A diferencia del análisis anterior donde se presentó la distribución de las redes en el plano, aquí se muestra una representación esquemática del mismo para facilitar su comprensión, como puede apreciarse en la Figura 6.4. Anillo 2D-1 Anillo 1D-1 SECC 3D SECC 2D SECC 1D Anillo 3D-1 Anillo 2D-2 Anillo 1D-2 Anillo 3D´-2 Anillo 2D´-1 SECC 3D´ SECC 2D´ TRONCAL Anillo 3D´-1 Anillo 5D´´-2 Anillo 3D´´-1 SECC 6D´ SECC 5D´´ SECC 3D´´ Anillo 6D´-1 Anillo 5D´´-1 95 6.2.2.2 Primario 24D topología Anillo Figura 6.1 Identificación esquemática de cámaras de seccionamiento con sus respectivos anillos del primario 24 D 96 Tabla 6.4 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos Anillos y longitudes para el alimentador 24D. Cámaras de seccionamiento Segmentos de red Longitud Cable Potencia kVA Anillo 1D-1 747,11 800 Anillo 1D-2 774,17 600 Anillo 2D-1 554,38 400 Anillo 2D-2 556,07 400 SECC 3D Anillo 3D-1 688,28 600 SECC 2D’ Anillo 2D’-1 623,11 800 Anillo 3D’-1 724,18 600 Anillo 3D’-2 1190,65 1200 Anillo 3D’’-1 662,61 600 Anillo 5D’’-1 948,43 800 Anillo 5D’’-2 579,03 600 Anillo 6D’’-1 691,6 8739,62 800 SECC 1D SECC 2D SECC 3D’ SECC 3D’’ SECC 5D’’ SECC 6D’’ TOTALES 8200 6.3 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA Finalmente se procede a establecer los valores de cada una de las alternativas para realizar la respectiva selección de la mejor alternativa. 6.3.1 ALTERNATIVA “A” 6.3.1.1 Obra Eléctrica Tabla 6.5 Transformadores para “Alternativa A” PRIMARIOS PRIMARIO 24A NUMERO DE POTENCIA VALOR TRANSFORMADORES TRAFO UNITARIO VALOR TOTAL 5 200 kVA $ 9.140,17 $ 45.700,83 2 500 kVA $ 16.732,14 $ 33.464,28 1 630 kVA $ 23.666,38 $ 23.666,38 2 750 kVA $ 27.200,00 $ 54.400,00 2 1250 kVA $ 38.515,88 $ 77.031,76 97 PRIMARIOS NUMERO DE POTENCIA VALOR TRANSFORMADORES TRAFO UNITARIO VALOR TOTAL PRIMARIO 24B 2 2000 kVA $ 55.080,00 $ 110.160,00 PRIMARIO 24C 38 200 kVA $ 9.140,17 $ 347.326,31 PRIMARIO 24D 41 200 kVA $ 9.140,17 $ 374.746,81 PRECIO TOTAL $ 1.066.496,36 Tabla 6.6 Conductores para “Alternativa A” PRIMARIOS PRIMARIO 24A PRIMARIO 24B PRIMARIO 24C PRIMARIO 24D TRANSFERENCIAS CALIBRE (AWG) LONGITUD (m) VALOR UNITARIO VALOR TOTAL 2/0 5694,48 $ 24,19 $ 137.726,42 250 MCM 3201 $ 41,32 $ 132.257,86 2/0 300 $ 24,19 $ 7.255,79 250 MCM 300 $ 41,32 $ 12.395,30 2/0 18353,85 $ 24,19 $ 443.905,34 250 MCM 4075,5 $ 41,32 $ 168.390,16 2/0 21438,6 $ 24,19 $ 518.512,95 250 MCM 7665 $ 41,32 $ 316.699,93 250 MCM 2565 $ 41,32 $ 105.979,82 PRECIO TOTAL $ 1.843.123,55 TOTAL + 15% IMPREVISTOS $ 2.119.592,08 98 Tabla 6.7 Protección cámaras de seccionamiento para “Alternativa A” PRIMARIOS PRIMARIO 24A PRIMARIO 24B PRIMARIO 24C BIEN/OBRA/SERVI NUMER CIO O VALOR UNIT. VALOR TOTAL Celda Modular Compacta en SF6, con un interruptor de 400 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 4 17193,41 68773,64 Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador de 600 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 6 12276,24 73657,44 Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM 7 301,39 2109,73 Celda Modular Compacta en SF6, con un interruptor de 400 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 3 17193,41 51580,23 Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador de 600 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 2 12276,24 24552,48 Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM 4 301,39 1205,56 Celda Modular Compacta en SF6, con un interruptor de 400 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 24 17193,41 412641,84 Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador 10 12276,24 122762,4 99 de 600 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados PRIMARIO 24D Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM 27 301,39 8137,53 Celda Modular Compacta en SF6, con un interruptor de 400 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 28 17193,41 481415,48 Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador de 600 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 17 12276,24 208696,08 Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM 38 301,39 11452,82 12 12276,24 147314,88 12 301,39 3616,68 Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador de 600 A, 24 kV, 20 TRANSFERENCI kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados AS Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM PRECIO TOTAL $ 1.617.916,79 100 Tabla 6.8 Protección y seccionamiento cámara De Transformación para “Alternativa A” EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO CODIGO CANTI VALOR MATERIAL DAD UNITARIO VALOR TOTAL ESPECIFICACION 2624102 3 3,66 10,98 TIRAFUSIBLE A.T. CABEZA REMOVIBLE 30A. TIPO K 2621110 3 12,36 37,08 CARTUCHO FUSIBLE PARA BT, TIPO NH TAMAÑO 3, 500A. 38,67 BASE PORTAFUSIBLE, UNIP, BT, TIPO NH TAMAÑO 3, 630A, 500V, T.A. AGUJERO. 889,62 SECCIONADOR TIPO BARRA ABIERTO, 27 kV, 300 A, bil 150 kV. 696,06 SECCIONADOR TFUSIBLE, TIPO ABIERTO, 27 kV, 100 A, bil 150 kV. 2635125 2624212 2515561 3 3 3 12,89 296,54 232,02 SUBTOTAL 1672,41 CONDUCTORES DESNUDOS: $672.4 MATERIAL PARA CONEXIÓN A TIERRA: $111.96 HERRAJES GALVANIZADOS Y CABLES DE ACERO: $140,47 $ 2597,24 TOTAL # CAMARAS DE TRANSFORMACIÓN VALOR PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO EN CAMARAS DE TRANSFORMACIÓN VALOR TOTAL 91 $ 2.597,24 $ 236.348,84 OBRA ELÉCTRICA TOTAL: $ 5’040.354,07 101 6.3.1.2 Obra Civil24 Tabla 6.9 Resumen de rubros para obra civil para “Alternativa A” LONGITUD DE VALOR POR (m) PRIMARIOS CANALIZACIÓN ELÉCTRICO CONECTIVIDAD (m) TOTAL INVERTIDO PRIMARIO 24A 1898,16 $ 278,25 $ 149,83 $ 812.560,42 PRIMARIO 24B 100 $ 278,25 $ 149,83 $ 42.807,79 PRIMARIO 24C 6117,95 $ 278,25 $ 149,83 $ 2.618.959,42 PRIMARIO 24D 7146,2 $ 278,25 $ 149,83 $ 3.059.130,56 INVERSIÓN TOTAL $ 6.533.458,19 6.3.2 ALTERNATIVA “B” Obra Eléctrica 6.3.2.1 Tabla 6.10 Transformadores para “Alternativa B” PRIMARIOS PRIMARIO 24A PRIMARIO 24B 24 NUMERO DE POTENCIA VALOR TRANSFORMADORE TRAFO UNITARIO S VALOR TOTAL 5 200 kVA $ 9.140,17 $ 45.700,83 2 500 kVA $ 16.732,14 $ 33.464,28 1 630 kVA $ 23.666,38 $ 23.666,38 2 750 kVA $ 27.200,00 $ 54.400,00 2 1250 kVA $ 38.515,88 $ 77.031,76 2 2000 kVA $ 55.080,00 $ 110.160,00 Informe a Gerencia, Empresa Eléctrica Quito, Implementación fase Av. Interoceánica tramo Paseo San Francisco-Ingreso a Lumbisi, 2014. 102 PRIMARIO 24C 38 200 kVA $ 9.140,17 $ 347.326,31 PRIMARIO 24D 41 200 kVA $ 9.140,17 $ 374.746,81 PRECIO TOTAL $ 1.066.496,36 Tabla 6.11 Conductores para “Alternativa B” CALIBRE (AWG) PRIMARIOS PRIMARIO 24A PRIMARIO 24B PRIMARIO 24C PRIMARIO 24D TRANSFERENCI AS LONGITUD (m) VALOR UNITARIO VALOR TOTAL 2/0 5694,48 $ 24,19 $ 137.726,42 250 MCM 3201 $ 41,32 $ 132.257,86 2/0 300 $ 24,19 $ 7.255,79 250 MCM 300 $ 41,32 $ 12.395,30 2/0 21075,03 $ 24,19 $ 509.719,66 250 MCM 4075,5 $ 41,32 $ 168.390,16 2/0 26218,86 $ 24,19 $ 634.128,09 250 MCM 7665 $ 41,32 $ 316.699,93 $ 41,32 $ 105.979,82 250 MCM 2565 PRECIO TOTAL $ 2.024.553,01 TOTAL + 15% IMPREVISTOS $ 2.328.235,97 Tabla 6.12 Protección cámaras de seccionamiento para “Alternativa B” PRIMARIOS PRIMARIO 24A BIEN/OBRA/SERVI NUMER VALOR CIO O UNIT. Celda Modular Compacta en SF6, con un interruptor de 400 A, 24 kV, 20 kA, 4 $ 17193,41 VALOR TOTAL $ 68773,64 103 bil; 125 kV, extensible 2 lados PRIMARIO 24B PRIMARIO 24C Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador de 600 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 6 $ 12276,24 $ 73657,44 Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM 7 $ 301,39 $ 2109,73 Celda Modular Compacta en SF6, con un interruptor de 400 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 3 $ 17193,41 $ 51580,23 Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador de 600 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 2 $ 12276,24 $ 24552,48 Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM 4 $ 301,39 $ 1205,56 Celda Modular Compacta en SF6, con un interruptor de 400 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 24 $ 17193,41 $ 412641,84 Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador de 600 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 10 $ 12276,24 $ 122762,4 Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM 27 $ 301,39 $ 8137,53 104 PRIMARIO 24D Celda Modular Compacta en SF6, con un interruptor de 400 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 28 $ 17193,41 $ 481415,48 Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador de 600 A, 24 kV, 20 kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados 17 $ 12276,24 $ 208696,08 Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM 38 $ 301,39 $ 11452,82 12 $ 12276,24 $ 147314,88 12 $ 301,39 $ 3616,68 Celda Modular Compacta en SF6, con un seccionador de 600 A, 24 kV, 20 TRANSFERENCI kA, bil; 125 kV, extensible 2 lados AS Conector para elbow conector, para cable aislado de 25 kV, 500 MCM $ 1.617.916,79 PRECIO TOTAL Tabla 6.13 Protección y seccionamiento cámara De Transformación para “Alternativa B” EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MANTENIMIENTO CODIGO CANTI VALOR MATERIAL DAD UNITARIO VALOR TOTAL 2624102 3 $3,66 $10,98 TIRAFUSIBLE A.T. CABEZA REMOVIBLE 30A. TIPO K 2621110 3 $12,36 $37,08 CARTUCHO FUSIBLE PARA BT, TIPO NH TAMAÑO 3, 500A. ESPECIFICACION 105 BASE PORTAFUSIBLE, UNIP, BT, TIPO NH TAMAÑO 3, 630A, 500V, T.A. AGUJERO. 2635125 3 $12,89 $38,67 2624212 3 $296,54 SECCIONADOR TIPO BARRA $889,62 ABIERTO, 27 kV, 300 A, bil 150 kV. 2515561 3 $232,02 SECCIONADORFUSIBLE, TIPO $696,06 ABIERTO, 27 kV, 100 A, bil 150 kV. SUBTOTAL $1672,41 CONDUCTORES DESNUDOS: $ 672,4 MATERIAL PARA CONEXIÓN A TIERRA: $ 111.96 HERRAJES GALVANIZADOS Y CABLES DE ACERO: $140,47 $ 2597,24 TOTAL # CAMARAS DE TRANSFORMACIÓN VALOR PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO EN CAMARAS DE TRANSFORMACIÓN VALOR TOTAL 91 $ 2.597,24 $ 236.348,84 OBRA ELÉCTRICA TOTAL: 6.3.2.2 $ 5’248.997,96 OBRA CIVIL Tabla 6.14 Resumen de rubros para obra civil para “Alternativa B” LONGITUD DE VALOR POR (m) PRIMARIOS CANALIZACIÓN ELÉCTRICO CONECTIVIDAD (m) TOTAL INVERTIDO PRIMARIO 24A 1898,16 $ 278,25 $ 149,83 $ 812.560,42 PRIMARIO 24B 100 $ 278,25 $ 149,83 $ 42.807,79 PRIMARIO 24C 7025,01 $ 278,25 $ 149,83 $ 3.007.251,79 106 PRIMARIO 24D 8739,62 $ 278,25 $ 149,83 INVERSIÓN TOTAL $ 3.741.238,50 $ 7.603.858,51 Y finalmente se obtiene Tabla 6.14 Resumen de costos para obra “Alternativa A” y “Alternativa B” ALTERNATIVA OBRA ELÉCTRICA OBRA CIVIL INVERSIÓN TOTAL HUSOS $ 5.040.354,07 $ 6.533.458,19 $ 11.573.812,26 ANILLO $ 5.248.997,96 $ 7.603.858,51 $ 12.852.856,47 En conclusión, la alternativa más conveniente para el sistema propuesto es una configuración tipo huso considerando además las implicaciones técnicas para mantener el servicio. 6.4 NIVELES DE CORTOCIRCUITO Una vez elegida la alternativa más adecuada, es decir la tipo husos, es conveniente estimar los niveles de cortocircuito que tendrá el sistema aguas abajo de la subestación respectiva con la finalidad de que estos valores eventualmente sirvan para proponer el sistema de protecciones a emplearse. Este cometido se logrará nuevamente con la ayuda de la herramienta computacional Cymdist. La coordinación de protecciones en un sistema de distribución de energía eléctrica es de crucial importancia, ya que gracias a aquello se podrá garantizar la continuidad del servicio, aislando el circuito fallado y protegiendo a los equipos. Esta coordinación permite: - Impedir que la falla se extienda hacia otras partes del sistema afectando a equipos y a la continuidad del servicio. - Reducir costos de operación y mantenimiento de los equipos afectados. - Reducir los tiempos de respuesta ante fallas por parte de la empresa eléctrica. 107 Para este cometido debe realizarse un estudio de las corrientes de cortocircuito y de los valores de corriente a plena carga del circuito en estudio, a los transformadores de corriente y los valores del voltaje nominal. Debido a que en el presente trabajo se realiza el diseño global de un sistema de distribución, y no es exclusivamente dedicado al estudio a fondo del sistema de protecciones eléctricas, se presentan a continuación los principios claves necesarios para comprender y emplear el módulo de la herramienta computacional CYME denominado CYMTCC, con el cual se realizará la coordinación de protecciones propiamente dicha. 6.4.1 PRINCIPIOS TEÓRICOS DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO 6.4.1.1 Tipos de corrientes de cortocircuito Para elegir y regular convenientemente las protecciones se emplean curvas de intensidad en función del tiempo; es necesario conocer dos valores de corriente de cortocircuito. La corriente máxima de cortocircuito que es la que determina el poder de corte de los interruptores, el poder de cierre de los dispositivos de maniobra y los parámetros electrodinámicos de conductores y componentes, y, por otra parte La corriente mínima de cortocircuito, que es de suma importancia para elegir la curva de disparo de los interruptores automáticos y fusibles, principalmente cuando la longitud de los cables es importante, y cuando la protección de las personas se basa en el funcionamiento de los interruptores automáticos o de los fusibles, que es lo que sucede en el caso de los sistemas de distribución con conexión al neutro de la tierra. 6.4.1.2 Características de los cortocircuitos Las características de mayor importancia son: Su duración - Auto extinguible - Transitorio 108 - Permanente Su origen - Por factores mecánicos (rotura de conductores, etc.) - Debido a sobretensiones eléctricas de origen interno o atmosférico - Por degradación de aislamiento debido a calor, humedad o ambiente corrosivo - Su localización: dentro o fuera de un tablero o máquina Su tipo - Monofásicos - Bifásicos - Trifásicos 6.4.1.3 Elementos constitutivos de una red simplificada Para comprender los elementos que intervienen en este proceso, conviene establecer una red simplificada; ésta se reduce a una fuente de tensión alterna constante, un interruptor, una impedancia Zcc, que representa todas la impedancias situadas aguas arriba del interruptor, y una impedancia Zc de la carga, tal como se muestra en la Figura 6.5 A Zcc e Zs B Figura 6.5 Esquema simplificado de una red 109 Cuando se produce una falla entre los puntos A y B, aparece una intensidad muy elevada, Icc, es decir, la de cortocircuito, limitada únicamente por la impedancia Zcc. 6.4.2 CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS UTILIZANDO LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL CYME. En primera instancia es necesario realizar un equivalente de fuente. Para este cometido a partir de los datos proporcionados por el Departamento de Planificación de la Empresa Eléctrica Quito, en donde se simula una falla en la barra de 46kV que alimenta a la Subestación Carolina. Se procede así a introducir los valores Figura 6.6 Valores luego de la simulación de falla en la barra de 46 kV que alimenta a la subestación Carolina A partir de estos valores se procede a introducir los parámetros requeridos por el software para determinar el respectivo equivalente de fuente, como se muestra en la Figura 6.7. 110 Figura 6.7 Parámetros para determinar el equivalente de fuente en CYME Se modela también el transformador de 46 - 22.8 kV con la capacidad establecida en nuestro proyecto, introduciendo los datos como se muestra en la Figura 6.8 Figura 6.8 Parámetros ingresados en transformador de subestación 46kV – 22.8 kV El resultado luego de ingresar los datos descritos de la fuente y el transformador queda como se muestra en la Figura 6.9 111 Figura 6.9 Fuente en 46 kV y el transformador de 46kV – 22.8 kV en CYME. En el Anexo 12 se pueden apreciar los parámetros resultantes tanto a la salida de los primarios como en las cámaras de seccionamiento. 6.4.3 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON CYMTCC CYMTCC es el módulo de CYME para realizar estudios para la coordinación de dispositivos de protección eléctrica. Como ya se ha detallado en el apartado 6.4.1, los parámetros más importantes que se deben considerar son: - Máximas corrientes de corto circuito.- Para determinar las capacidades de los equipos. - Mínimas corrientes de corto circuito. - Para determinar el ajuste y coordinación de las protecciones, y por supuesto - Corriente a plena carga. Se pueden apreciar los parámetros para el seteo de los relés en el Anexo 13. En el Anexo 14 se muestra el detalle del proceso para determinar los parámetros necesarios para la coordinación de protecciones. 112 Finalmente, luego de determinar los tiempos de coordinación dentro de los márgenes establecidos, se obtiene como se muestra en el Anexo 15. 113 7 CAPÍTULO 7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES - Para realizar el diseño de redes de distribución de energía de una nueva subestación eléctrica, se debe estimar en primer lugar la demanda a satisfacer, considerando tanto la actual como la futura, así como su localización y su temporalidad ya que estas magnitudes permiten conocer las variaciones de la demanda eléctrica que incide sobre las redes de distribución. - Para realizar estudios de distribución se debe analizar por zonas geográficas que permanezcan fijas a lo largo del tiempo. Estas zonas llamadas micro áreas facilitan considerablemente el análisis debido a que permiten particularizar el desarrollo de las mismas, y en consecuencia percibir de una manera más cercana a la realidad del sistema de distribución condiciones tanto actuales como futuras de demanda para la zona en cuestión. - Resulta muy conveniente plantear un “sistema universal” para la ubicación en el plano de las respectivas micro áreas, ya que consecuentemente éste permitirá al reticulado expandirse y cubrir el área que fuera necesaria para futuros estudios de distribución. - Es de suma importancia determinar en qué zona de la curva logística, de crecimiento de la demanda, se centrará el estudio de distribución a realizar. Para este particular, en el estudio se han identificado zonas donde se ha alcanzado el nivel de saturación y la curva se vuelve prácticamente plana, significa que se ha estabilizado el número de individuos que habitan un determinado territorio y, en consecuencia, las demandas de las micro áreas correspondientes también se han estabilizado. Este estado de saturación se encuentra fuertemente ligado a los límites de construcción y ocupación del suelo que dispone el Ilustre Municipio de Quito. - Para determinar el área a ser abastecida por una nueva subestación en un área en condiciones de saturación, se deben considerar principalmente tres aspectos: la potencia del transformador (o transformadores) de la subestación, la demanda de 114 las micro áreas en condiciones de saturación y los límites de potencia estimada para cada alimentador. Estos tres aspectos deben conjugarse en el diseño, procurando cubrir el área a abastecer evitando solapamientos entre los primarios, pero permitiendo la existencia de puntos estratégicos de interconexión entre ellos para eventuales transferencias. - Para el diseño de las redes de medio y bajo voltaje el principal aspecto que se debe considerar es la topología, pues partiendo de ésta se proporcionan niveles adecuados de respuesta frente al fallo y costos de implementación acordes a la zona a satisfacer. En este sentido para zonas con tendencia a la saturación, una alternativa topológica de gran validez es la denominada “huso”, debido a su alto nivel de respuesta frente al fallo y costo relativamente bajo en comparación con otras que ofrecen los mismos niveles de respuesta frente al fallo. - Haciendo referencia a la coordinación del sistema de protecciones, es necesario, determinar los niveles de cortocircuito del sistema en los diferentes escenarios de fallo, para lo cual la herramienta computacional CYME, con su módulo para simulación de cortocircuitos denominado CYMTCC, se perfila de gran utilidad. A partir de los reportes generados es posible determinar los parámetros necesarios, entre ellos, la corriente de “pick up”, necesaria para fijar la sensibilidad de la protección. 115 8 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] CYME International Inc, “Guía de Usuario y manual de referencia CYMDIST”, 2014. [2] Chávez Mendoza, D. C. y Shinguango, W. B., Reconfiguración de Primarios del Sistema de 6,3 kV de la E.E.Q. S.A. de las Subestaciones 1, 13, 24, y 28, Ubicados en el Centro Norte de la Ciudad de Quito, Proyecto previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador, 2012. [3] Carrera Burbano, D. P. y Tipán Pinto, I. N., Ubicación de una Nueva Subestación de 23 kV en el Sector Norte de Quito, Proyecto previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador, 2011. [4] Dután Amay, Walter Javier, Planeamiento a corto plazo del sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Azogues C. A, Proyecto previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador, 2012. [5] ECUATRAN S.A. “Catálogo técnico de transformadores de distribución”, 2007 [6] Empresa Eléctrica Quito, Normas para sistemas de Distribución, rev 5,2014 [7] F. P. Cañizares Toaza y J. L. Moreno Benavides, Reconfiguración del Sistema Primario de 6.3 kV de las Subestaciones 2, 3, 4, 6, 7, y 8 de la E.E.Q. S.A, Proyecto previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador, 2012. [8] Iglesias Estradé, Adolf María. Instalaciones de distribución. España: Cano Pina, 2012. ProQuest ebrary. Web. 27 March 2015. [9] N. A. Coyago Cruz, Reconfiguración del Sistema de Distribución de la E.E.Q por crecimiento de la demanda en el sector Belisario Quevedo de Quito, Proyecto 116 previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador, 2006. [10] Lasluisa, Cofre O. R., Reconfiguración del Sistema Primario del Área de 6.3kV en la Zona Centro Norte Subestaciones 9, 10V, 11, 12, 32 y 53 de la E.E.Q. S.A., Proyecto previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador, 2013 [11] Taimal Places, Yesenia, Incorporación de la eficiencia y sistemas de ahorro de energía en el edificio Mariana de Jesús y 10 de Agosto, Proyecto previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador, 2012. [12] Schneider Electric, Cálculo de corrientes de cortocircuito, Cuaderno Técnico No 158, España, 2000 1 Willis, Lee, "Power Distribution Planning Reference Book", Kindle Edition, Marcel Dekker, 2009. [13] Westinghouse Electric Corporation, “Electric Utility Engineering Reference Book Distribution Systems”, Pennsylvania, 1959. 117 ANEXO 1 Nivel de carga de primarios en la Zona A (hasta agosto 2014) 118 ANEXO 2 Plan Metropolitano De Ordenamiento Territorial (PMOT) Definición: “El PMOT es el instrumento de la planificación del desarrollo del DMQ, que tiene por objeto ordenar, compatibilizar, y armonizar las decisiones del Plan de Desarrollo del DMQ, respecto a los asentamientos humanos, las actividades económico-productivas y el manejo de los recursos naturales en función de las cualidades territoriales”. Objetos: El PMOT procura el mejoramiento de la calidad de vida de la población a través del planteamiento y la gestión territorial coordinada con otros niveles de gobierno, la sustentabilidad del patrimonio natural, la regulación y gestión de un desarrollo urbano y rural equilibrado, sustentable y seguro, el mejoramiento de la movilidad, conectividad y accesibilidad, la dotación equilibrada de equipamiento y servicios y la dotación y mejoramiento del espacio público y áreas verdes.” Su Instrumento de acción es el Plan de Uso y Ocupación del Suelo (PUOS) puntualmente especificado en su Anexo 11: Plan De Uso Y Ocupación Del Suelo (PUOS), donde se cita: “…El PUOS delimita las zonas de la circunscripción territorial del DMQ y establece los usos del suelo y relaciones de compatibilidad; la ocupación y edificabilidad del suelo a través de la definición de coeficientes de ocupación; el volumen y la altura de las edificaciones; las normas para la habilitación del suelo; las categorías y dimensiones de las vías; las áreas de afectación y protección especial” Se entenderá por uso del suelo al destino asignado a los predios en relación con las actividades a ser desarrolladas en ellos, de acuerdo a lo dispuesto por el PMOT. La asignación de usos en el suelo urbano, de expansión urbana y rural, se establece de acuerdo al destino de cada zona, y se clasifican en: • Residencial • Múltiple 119 • Comercial y de servicios • Industrial • Equipamiento • Protección ecológica • Preservación patrimonial • Recurso Natural • Agrícola Residencial Los usos de suelo referidos en el numeral anterior constan en el Mapa y cuadros del PUOS: 120 121 ANEXO 3 Zonificación de Uso y Ocupación del Suelo 122 123 124 D203-80 D203-80 A608-60 A612-50 C612-70 A604-60 C203-60 D304-80 D610-70 A608-60 A608-60 A608-60 A608-50 D406-70 B406-60 A610-70 R M R M R R R R M M E M M R R M NE020306 NE020304 NE020303 NE020204 Tipología de Zonificació n Tip o Micro área de Uso 691,3 7437,6 3879,7 24306,5 24704,7 728,0 762,2 2728,8 26217,2 33558,2 56982,5 4736,9 569,0 1745,6 32272,6 25933,7 área total (m2) 53,1 1727,9 340,7 6169,8 3786,7 0,0 168,7 57,5 8353,2 4583,7 9590,8 758,5 42,7 245,5 5638,7 9878,0 Área calles (m2) 638,2 5709,7 3539,0 18136,7 20918,0 728,0 593,6 2671,3 17864,0 28974,5 47391,7 3978,4 526,4 1500,1 26633,8 16055,7 Área neta (m2) 80 80 60 50 70 60 60 80 70 60 60 60 50 70 60 70 COS (%) 510,6 4567,8 2123,4 9068,3 14642,6 436,8 356,1 2137,0 12504,8 17384,7 28435,0 2387,0 263,2 1050,1 15980,3 11239,0 Área habilitad a por piso (m2) 03 03 08 12 12 04 03 04 10 08 08 08 08 06 06 10 Altura Máxima (pisos) 1531,8 13703,3 16987,0 108820,1 175710,8 1747,1 1068,4 8548,1 125048,0 139077,4 227480,1 19096,3 2105,4 6300,5 95881,7 112389,7 Área permitida CALCULAD A (m2) 225077,72 248681,87 272673,53 319568,53 Área Total habilitada por micro área (CALCULAD O) 0,35 0.586 0.561 0,86 Demand a CON COCINA S (MW) R M M R USO PREDOMI NANTE Resultado de análisis y tabulación de cada micro área comprendida en el área que cubren las subestaciones 24 y 28 ANEXO 4 125 NE020316 NE020315 NE020312 NE020311 NE 020310 NE020308 NE020307 A1002-35 A612-50 C612-70 A608-60 A612-50 A603-35 B406-60 A610-70 A612-50 A608-60 A608-60 A603-35 A612-50 A608-60 A608-60 A603-35 A612-50 A612-50 C608-60 C303-70 D203-80 A603-35 A603-35 A612-50 M M M M E R M M M E E M M M E M M R R R E E M A608-60 A610-70 A608-60 M M M M 0,0 361,3 67,9 6459,7 14033,4 5426,8 1025,7 0,0 15887,2 1750,5 29814,3 8668,6 16798,4 2127,2 7295,0 253,8 29974,2 15700,4 22552,4 5568,8 2691,5 0,0 17691,1 2404,6 21055,9 1025,0 20578,8 6019,5 2988,4 0,0 6855,0 1051,2 54429,7 2229,0 1215,3 0,0 10542,1 3362,6 21093,6 2649,1 23992,6 3678,8 4943,0 1139,7 1968,6 0,0 8950,8 2705,2 18142,5 8671,7 3609,0 2550,0 4770,3 39067,0 8606,5 1025,7 14136,7 21145,7 14671,2 7041,2 14273,8 16983,6 2691,5 15286,5 20030,9 14559,2 2988,4 5803,8 52200,8 1215,3 7179,5 18444,5 20313,9 3803,3 1968,6 6245,6 9470,9 3609,0 2188,7 4702,4 32607,3 60 70 60 35, 0 50 70 60 50 35 60 70 50 60 60 35 50 60 60 35 50 50 60 70 80 35 35 50 4303,3 718,0 8482,0 10572,8 5134,9 4224,7 9991,7 8491,8 1614,9 9171,9 7010,8 7279,6 1793,0 3482,3 18270,3 607,6 3589,7 11066,7 14219,7 3042,7 689,0 2185,9 4735,4 1263,2 1313,2 3291,6 19564,4 12 12 08 12 03 06 10 12 08 08 03 12 08 08 03 12 12 08 03 03 03 03 12 2,0 08 10 08 51639,1 8616,2 67856,3 126874,1 15404,8 25348,4 99916,6 101901,6 12919,1 73375,0 21032,4 87355,4 14344,1 27858,5 54810,8 7291,8 43076,9 88533,5 42659,1 9128,0 2067,0 6557,8 56825,2 2526,3 10505,8 32916,5 156514,9 193693,83 185464,50 89961,04 196106,97 240085,73 210135,10 252213,04 0,90 0,59 0,13 0,58 0,42 0.724 0.64 M R M M M M M 126 NE020416 NE020415 NE020412 NE020411 NE0204-4 NE0204-8 R M R E E M M R M M M R M M M R M M M E P M M R M M M M D203-80 D203-80 C612-70 A612-50 C604-50 D610-70 C612-70 B406-60 A608-60 A612-50 A606-50 A606-50 D610-70 A612-50 C612-70 B406-70 D610-70 A606-50 A608-60 A610-70 parque A606-50 D610-70 D304-80 A608-50 A608-60 A608-60 A608-50 12768,4 1878,9 10779,9 2225,7 11106,4 1659,5 751,0 35,7 5867,1 0,0 21271,3 11896,8 1580,2 380,6 1203,1 146,9 15854,1 2144,3 16718,6 5337,5 761,9 0,0 3943,9 45,5 43566,4 12253,6 14240,4 3822,4 1436,7 0,0 36725,1 4468,7 21237,6 5767,2 2566,8 207,3 51995,4 9315,5 10498,7 3352,7 19639,8 0,0 4912,8 996,5 21841,0 7409,8 13899,2 688,7 2190,0 443,2 42067,5 5440,2 4124,6 812,1 13187,5 4276,7 10889,5 8554,2 9446,9 715,3 5867,1 9374,5 1199,6 1056,2 13709,8 11381,1 761,9 3898,4 31312,8 10418,0 1436,7 32256,5 15470,5 2359,5 42679,9 7146,1 19639,8 3916,3 14431,2 13210,4 1746,8 36627,3 3312,5 8910,8 80 80 70 50 50 70 70 60 60 50 50 50 70 50 70 70 70 50 60 70 0,0 50 70 80 50 60 60 50 8711,6 6843,4 6612,9 357,6 2933,6 6562,1 839,7 633,7 8225,9 5690,6 380,9 1949,2 21919,0 5209,0 1005,7 22579,5 10829,3 1179,7 25608,0 5002,3 0,0 1958,2 10101,9 10568,3 873,4 21976,4 1987,5 4455,4 03 03 12 12 04 10 12 06 08 12 06 06 10 12 12 06 10 06 08 10 0,0 06 10 04 08 08 08 08 26134,8 20530,1 79354,2 4291,6 11734,3 65621,2 10076,8 3802,2 65807,0 68286,8 2285,6 11695,2 219189,5 62507,9 12068,1 135477,3 108293,2 7078,5 204863,6 50022,5 0,0 11749,0 101018,7 42273,3 6987,1 175811,3 15900,1 35643,4 227354,68 162028,21 254886,16 262917,11 295678,27 225328,27 1,17 0,82 1,17 0,18 0,15 1,17 M M M R M M 127 NE030206 NE030207 NE030205 NE030204 NE0302-3 NE0302-2 NE0302-1 NE020516 P M R M M M R R R M M R M R R M R R M P M P R R M M R M parque ( D610-70 A606-50 A606-50 B406-60 C612-70 C612-70 A608-60 A608-60 A612-50 A612-50 A608-60 A606-50 A608-60 A608-60 A612-50 A608-60 A606-50 A606-50 parque A612-50 parque C203-60 A608-60 A612-50 A608-60 A608-60 A612-50 3086,8 0,0 24232,8 8699,5 913,9 204,7 19408,6 3739,2 5504,8 716,9 12117,1 4016,3 9374,8 1080,0 16755,6 2771,9 29144,0 3441,1 7217,0 704,0 31238,6 6697,3 31281,5 3777,5 30427,9 9202,3 6477,5 1846,9 23699,2 2345,2 1878,6 91,9 2556,7 0,0 31318,4 2254,7 12518,9 2701,7 16147,9 0,0 40676,8 10711,0 2628,4 0,0 9486,6 1393,9 9697,3 1473,5 46729,7 9095,3 15766,9 956,5 22845,4 2315,9 9908,1 2498,2 3086,8 15533,3 709,3 15669,4 4787,9 8100,9 8294,8 13983,7 25702,9 6513,1 24541,3 27504,1 21225,6 4630,6 21354,0 1786,8 2556,7 29063,7 9817,1 16147,9 29965,8 2628,4 8092,7 8223,8 37634,5 14810,5 20529,5 7409,8 0,0 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2791,8 0,0 813,0 1188,7 16366,1 25015,1 5500,9 1357,1 25089,1 15277,0 18664,7 7112,6 8981,5 40430,2 7520,2 4961,5 3299,8 22788,3 20153,3 3459,5 37232,1 9081,3 6060,1 36276,4 10807,6 21086,0 62500,0 50 50 60 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 70 60 60 50 50 50 50 50 0,0 406,5 594,3 9819,7 12507,5 2750,4 678,6 12544,5 7638,5 9332,4 3556,3 4490,8 20215,1 3760,1 2480,7 1649,9 11394,2 14107,3 2075,7 22339,3 4540,6 3030,1 18138,2 5403,8 10543,0 0,0 04 12 08 04 10 04 10 06 04 10 04 04 06 04 04 06 10 08 08 12 10 12 12 10 0,0 1625,9 7132,0 78557,3 50030,2 27504,3 2714,3 125445,4 45830,9 37329,5 35563,2 17963,0 80860,4 22560,7 9923,0 6599,6 68365,0 141073,0 16605,5 178714,2 54487,5 30300,7 217658,3 64845,9 105430,2 0,0 165938,04 249584,88 233201,75 226043,55 119943,73 136686,65 295721,46 0,00 0,15 0,84 0,99 0,30 0,16 0,36 1,45 0,00 M M M M R M M P 135 NE0404-9 NE0404-6 NE0404-5 NE040401 NE0403-9 NE040301 NE 040305 A606-50 A612-50 A606-50 A608-60 A608-60 A606-50 A616-40 A610-50 A610-50 A1004-40 A612-50 A606-50 A608-60 A604-50 A1004-40 A612-50 A606-50 A610-50 A606-50 A612-50 A604-50 A612-50 A610-50 A606-50 A604-50 A608-50 R R R R R R R M R E M R M R E M R R R M R M R R R R 0,0 6515,6 520,9 564,2 267,7 2943,7 9357,5 5325,7 2151,1 3745,1 4013,1 4096,5 5440,9 1279,9 464,1 23491,9 5117,1 18407,8 1698,9 8763,9 1370,6 20232,7 1517,1 24274,2 5622,1 17993,5 1517,1 38174,0 14007,9 5616,9 561,1 5859,2 659,3 5973,0 257,7 6877,9 1166,5 11842,5 20471,2 3509,0 4414,3 4173,8 15050,2 47908,0 12586,6 42714,8 19785,1 13098,4 25034,6 23442,9 9452,0 5431,9 18374,9 16709,0 7393,3 18715,6 18652,2 16476,4 24166,1 5055,8 5199,9 5715,4 5711,5 11842,5 13955,7 2988,1 3850,0 3906,0 12106,5 38550,6 7261,0 40563,7 16040,0 9085,3 20938,1 18002,0 8172,1 4967,9 50 50 50 60 60 50 40 50 50 40, 0 50 50 60 50 40, 0 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 9187,4 8354,5 3696,7 9357,8 9326,1 8238,2 12083,1 2527,9 2599,9 2857,7 2855,7 4737,0 6977,8 1494,1 2310,0 1953,0 4842,6 19275,3 3630,5 20281,8 9624,0 5451,2 10469,1 7200,8 4086,0 2483,9 12 06 10 06 12 04 12 10 06 04 08 4,0 12 06 08 04 4,0 06 12 06 08 08 06 16 10 10 110249,3 50126,9 36966,6 56146,8 111913,1 32952,9 144996,7 25279,1 15599,6 11430,7 22845,9 18948,0 83733,9 8964,3 18480,1 7812,1 19370,4 115651,7 43565,8 121691,0 76992,0 43609,6 62814,4 115212,6 40860,4 24839,4 220152,02 201012,80 216290,85 204060,69 0,64 2,34 1,26 1,30 0,88 0,65 198683,05 221636,57 0,60 159217,51 M E M M R R R 136 NE040614 NE040613 NE040502 NE040501 NE040506 NE040505 NE040509 NE040513 A608-60 parque A612-50 B404-60 A604-50 A608-60 A610-50 A604-50 A606-50 A606-50 A610-50 A608-60 M P M R R M M R R R M M A612-50 A610-50 A608-60 A612-50 A608-60 A612-50 A604-50 A604-50 M M M M M M R R A608-60 A1016-40 M M A610-50 A604-50 A612-50 A608-60 M R M M 4016,7 393,0 6744,3 0,0 11455,2 8665,8 21451,9 7986,5 12960,5 27278,8 19804,3 13463,2 1978,9 10148,9 11703,5 21165,6 54944,6 12752,6 14487,2 60079,5 2420,5 1995,1 18131,8 12165,5 30029,5 1329,6 8665,8 5046,2 905,1 1043,2 2598,4 6938,4 1682,3 0,0 0,0 2489,3 3130,9 7743,8 9133,6 2447,3 6845,8 704,2 73,0 6494,8 1993,3 3406,9 28896,9 15033,2 30041,8 4880,6 27577,2 3386,2 10125,6 0,0 16405,7 7081,4 11917,2 24680,4 12865,9 11780,9 1978,9 10148,9 9214,2 18034,7 47200,8 3619,0 12040,0 53233,7 1716,3 1922,0 11637,0 10172,2 26622,6 13863,7 26025,0 4487,6 20832,9 3386,2 60 0,0 50 60 50 60 50 50 50 50 50 60 60 50 50 50 60 40, 0 50 50 60 50 60 50 50 50 6075,4 0,0 8202,9 4248,9 5958,6 14808,2 6433,0 5890,4 989,5 5074,5 4607,1 10820,8 28320,5 1809,5 6020,0 31940,2 858,2 1153,2 5818,5 5086,1 13311,3 5545,5 13012,5 2243,8 10416,5 2031,7 08 0,0 12 04 04 08 10 04 06 06 10 08 08 12 10 08 12 08 12 04 04 16,0 10 04 12 08 48603,0 0,0 98434,3 16995,4 23834,5 118465,7 64329,6 23561,7 5936,8 30446,7 46071,0 86566,5 226563,9 21713,7 60199,8 255521,8 10298,0 9225,6 69821,9 20344,4 53245,1 88727,7 130125,2 8975,1 124997,6 16253,8 214285,84 212293,86 187867,15 226563,95 152637,09 265819,80 186895,00 264097,99 0,97 0,17 0,27 0,11 0,36 2,34 1,30 1,30 M RL M M R E E M 137 NE040609 M M R R R M R A612-50 A606-50 A604-50 A606-50 A304-50 A608-60 A604-50 13613,9 5090,0 636,0 1941,3 369,6 23099,9 35608,7 7794,5 85,7 0,0 325,2 0,0 7087,7 6757,5 5819,5 5004,2 636,0 1616,1 369,6 16012,2 28851,2 50 50 50 50 50 60 50 2909,7 2502,1 318,0 808,1 184,8 9607,3 14425,6 12 06 04 06 04 08 04 34916,9 15012,7 1272,0 4848,3 739,2 76858,4 57702,5 140148,47 0,43 M 138 139 140 ANEXO 5 Proyección de la demanda en condiciones de saturación para micro áreas múltiples y residenciales. Micro áreas MULTIPLES NE0404-01 NE0305-14 NE0304-04 NE0304-13 NE0404-05 NE0303-11 NE0302-05 NE0204-08 NE0204-16 NE0303-06 NE0204-15 NE0405-13 NE0305-16 NE0203-16 NE0204-12 NE0302-02 NE0406-14 NE0304-09 NE0306-14 NE0302-06 NE0303-07 NE0203-08 NE0305-13 NE0305-01 NE0303-10 NE0306-15 NE0305-08 NE0406-09 NE0203-11 NE0404-09 NE0305-05 NE0306-11 NE0304-05 NE0203-07 NE0303-13 Área Total habilitada por micro área_(CALCULADO) Demanda CON COCINAS_(MW) Proyección (MW) 204060,69 73306,24 219566,82 198613,10 216290,85 273235,91 233836,03 225328,27 227354,68 220992,32 162028,21 264097,99 295721,46 193693,83 254886,16 279267,03 214285,84 155328,45 233201,75 296897,02 272702,01 210135,10 306683,41 231690,09 265030,51 249584,88 243439,81 140148,47 196106,97 220152,02 228445,27 136686,65 252530,44 252213,04 317331,17 1,30 0,44 1,30 1,17 1,26 1,50 1,25 1,17 1,17 1,13 0,82 1,30 1,45 0,90 1,17 1,28 0,97 0,66 0,99 1,19 1,00 0,72 1,05 0,78 0,89 0,84 0,79 0,43 0,58 0,64 0,61 0,36 0,66 0,64 0,78 1,30 0,44 1,30 1,17 1,26 1,50 1,25 1,17 1,17 1,13 0,82 1,47 1,65 1,08 1,42 1,56 1,19 0,87 1,30 1,65 1,52 1,17 1,71 1,29 1,48 1,39 1,36 0,78 1,09 1,23 1,27 0,76 1,41 1,40 1,77 141 NE0203-04 NE0305-11 NE0302-07 NE0305-09 NE0203-03 NE0304-01 NE 0203-10 NE0203-12 NE0405-02 NE0306-13 NE0304-11 NE0205-16 NE0304-15 NE0305-04 NE0304-07 NE0306-16 NE0303-14 NE0303-04 NE0304-16 NE0305-03 NE0204-04 NE0405-01 NE0303-09 248681,87 59530,16 221444,48 294289,78 272673,53 275968,33 240085,73 89961,04 187867,15 226043,55 53745,00 243152,58 133051,86 235412,41 10771,55 165938,04 294799,92 157864,48 268414,51 221050,11 295678,27 226563,95 284321,21 0,59 0,14 0,48 0,62 0,56 0,55 0,42 0,13 0,27 0,30 0,07 0,32 0,15 0,27 0,01 0,15 0,27 0,14 0,19 0,14 0,15 0,11 0,75 1,39 0,33 1,23 1,64 1,52 1,54 1,34 0,50 1,05 1,26 0,30 1,35 0,74 1,31 0,06 0,92 1,64 0,88 1,50 1,23 1,65 1,26 1,58 Micro área Residencial NE0302-04 NE0303-02 NE0403-09 NE0303-16 NE0403-01 NE0304-12 NE0403-05 NE0302-03 NE0203-15 NE0303-15 NE0202-04 NE0303-12 NE0405-06 NE0303-03 NE0304-08 NE0302-01 Área Total habilitada por micro área_(CALCULADO) 128914,75 150293,59 221636,57 167827,89 159217,51 262140,31 198683,05 199123,86 185464,50 216750,20 319568,53 242867,48 152637,09 261951,89 276044,10 299250,47 Demanda con cocinas_(MW) 0,60 0,62 0,88 0,65 0,60 0,87 0,65 0,65 0,59 0,60 0,86 0,60 0,36 0,56 0,56 0,53 Proyección (MW) 0,60 0,62 0,88 0,65 0,60 0,87 0,65 0,65 0,70 0,81 1,20 0,91 0,57 0,98 1,04 1,12 142 NE0203-06 NE0306-12 NE0303-08 NE0204-11 225077,72 119943,73 258613,45 262917,11 0,35 0,16 0,32 0,18 0,84 0,45 1,23 0,99 143 ANEXO 6 Fragmento de reportes generados por Cymdist en condiciones de saturación para el sistema a 6.3 kV Alimentador 24A Nombre red Distancia total m IEquil (Amps) Carga (%) Potencia total Potencia total Potencia total de paso de paso de paso (kW) (kVAR) (kVA) 24A 921,9 194,05 100,1 1922,54 675,19 2037,65895 24A 103,8 362,38 81,8 3651,35 1329,68 3885,92218 24A 182 362,4 82,5 3645,57 1324,34 3878,66583 24A 286,8 362,4 82,5 3638,18 1311,43 3867,32442 24A 610,7 362,4 81,8 3628,28 1294,15 3852,16809 24A 651,9 282,48 55,2 2810,31 1005,49 2984,76937 24A 695,7 282,23 55,2 2805,86 1000,59 2978,928 24A 725,4 278,06 54,4 2762,2 982,35 2931,68647 24A 744,9 225,75 44,2 2240,82 796,99 2378,33345 24A 785,8 220,6 43,2 2189,25 777,53 2323,21843 24A 818,6 219,06 42,9 2172,77 769,59 2305,03801 24A 863,3 199,21 39 1975,35 697,3 2094,80989 24A 899,6 194,05 38 1923,33 676,87 2038,95483 Alimentador 24B Nombre red Distancia total m IEquil (Amps) Carga (%) Potencia total Potencia total Potencia total de paso de paso de paso (kW) (kVAR) (kVA) 24B 103 517,63 116,9 5450,89 1419,12 5632,59727 24B 181,5 517,64 117,9 5439,19 1407,87 5618,44533 24B 286,3 517,64 117,9 5424,06 1381,45 5597,21739 24B 304,7 393,51 89,5 4112,89 1003,64 4233,5738 24B 368,9 261,44 59,5 2735,83 645,18 2810,87226 24B 403,3 138,48 34,6 1447,45 338,52 1486,50659 24B 519,5 138,48 38,5 1447,12 338,38 1486,1533 24B 562,9 118,7 31,3 1238,55 288,04 1271,60316 24B 570,6 118,7 31,3 1238 287,26 1270,88795 24B 598,4 118,31 48,9 1233,9 286,24 1266,66216 24B 645,3 105,69 32,3 1101,76 255,21 1130,9331 24B 662,1 104,55 31,9 1089,46 251,81 1118,17828 144 Alimentador 24C Nombre red Distancia total m IEquil (Amps) Carga (%) Potencia total Potencia total Potencia total de paso de paso de paso (kW) (kVAR) (kVA) 24C 55,8 170,35 39,3 1843,46 238,74 1858,8547 24C 85,6 170,35 39,7 1842,77 238,29 1858,11556 24C 115,6 170,35 39,7 1842,15 237,2 1857,3598 24C 161,6 168,95 39,4 1826,35 234,5 1841,3439 24C 213,9 168,95 39,4 1825,4 232,86 1840,19595 24C 239,1 168,95 39,4 1824,33 230,99 1838,89471 24C 270,5 108,56 20,3 1172,18 145,26 1181,15103 24C 334,9 108,56 25,4 1172,07 145,32 1181,04445 24C 378,6 108,56 25,4 1171,52 144,37 1180,38581 24C 575,1 107,77 37 1162,62 142,83 1171,3653 24C 593,5 107,78 26 1160,5 142,18 1169,17797 24C 598,3 107,78 26 1160,35 141,9 1168,99294 Alimentador 24D Nombre red Distancia total m IEquil (Amps) Carga (%) Potencia total Potencia total Potencia total de paso de paso de paso (kW) (kVAR) (kVA) 24D 95,6 1029,24 188,6 10345,71 4379,15 11234,3555 24D 130,3 1029,26 235,2 10314,52 4341,41 11190,9405 24D 177,9 1029,26 235,2 10288,03 4295,12 11148,6103 24D 189,6 509,06 128,3 4855,95 2551,25 5485,35247 24D 226,2 524,47 120,8 5395,77 1680,43 5651,391 24D 273,2 524,47 120,8 5386,21 1663,72 5637,30742 24D 320,2 437,34 101,1 4475,13 1401,29 4689,39716 24D 322,9 437,34 101,1 4468,66 1389,97 4679,8426 24D 364,6 347,92 80,9 3551,08 1116,53 3722,4732 24D 375,4 347,92 80,9 3547,45 1110,17 3717,10339 24D 451,2 345,54 80,4 3522,08 1101,57 3690,32353 24D 469,4 11,93 6,2 122,07 35,32 127,07984 24D 467,8 333,61 77,7 3393,48 1054,85 3553,64719 145 Alimentador 24E Distancia total m Nombre red IEquil (Amps) Carga (%) Potencia total Potencia total Potencia total de paso de paso de paso (kW) (kVAR) (kVA) 24E 98 817,42 186,8 8249 3100,64 8812,49148 24E 132,7 755,16 172 7629,99 2743,69 8108,29923 24E 180,3 755,16 172 7615,73 2718,78 8086,47252 24E 228,6 755,16 172 7596,18 2684,64 8056,63209 24E 275,6 753,58 171,6 7560,17 2645,23 8009,58557 24E 322,6 753,58 171,6 7540,97 2611,68 7980,41696 24E 325,3 753,58 171,6 7521,76 2578,12 7951,32309 24E 367 753,58 171,6 7520,65 2576,19 7949,65458 24E 411,3 753,58 171,6 7503,63 2546,45 7923,94432 24E 470,4 753,58 171,6 7485,53 2514,84 7896,6822 24E 484,4 753,58 171,6 7461,38 2472,64 7860,41352 24E 516,7 753,58 171,6 7455,65 2462,63 7851,83072 24E 568,4 753,58 171,6 7442,43 2439,54 7832,0555 24E 628,8 753,58 164,6 7421,3 2402,64 7800,54225 24E 661,1 751,57 198,7 7376,86 2354,88 7743,61315 24E 695,7 747,11 197,5 7316,38 2318,57 7674,97462 24E 757,8 743,08 196,4 7259,26 2281,9 7609,46716 146 ANEXO 7 Cálculos de caídas de voltaje por transformador de distribución 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 ANEXO 8 Número de transformadores necesarios por micro área Micro áreas Especiales Proyección en condiciones de saturación (MW) demanda a nivel de transformadores de distribución NE0303-05 NE0305-02 NE0305-10 NE0305-06 NE0404-06 NE0405-05 NE0305-07 NE0303-01 6,45 4,71 3,76 2,38 2,34 2,34 2,02 2,01 6,45 4,71 3,76 2,38 2,34 2,34 2,02 2,01 N de transformadores necesarios - Micro áreas Múltiples Proyección en condiciones de saturación (MW) Demanda a nivel de transformadores de distribución N de transformadores necesarios NE0404-01 1,3 1,51 8 NE0305-14 0,44 0,51 3 NE0304-04 1,3 1,51 8 NE0304-13 1,17 1,36 7 NE0404-05 1,26 1,47 8 NE0303-11 1,5 1,74 9 NE0302-05 1,25 1,45 8 NE0204-08 1,17 1,36 7 NE0204-16 1,17 1,36 7 NE0303-06 1,13 1,31 7 NE0204-15 0,82 0,95 5 NE0405-13 1,47 1,71 9 NE0305-16 1,65 1,92 10 NE0203-16 1,08 1,26 7 NE0204-12 1,42 1,65 9 NE0302-02 1,56 1,81 10 NE0406-14 1,19 1,38 7 NE0304-09 0,87 1,01 6 NE0306-14 1,3 1,51 8 NE0302-06 1,65 1,92 10 NE0303-07 1,52 1,77 9 164 NE0203-08 1,17 1,36 7 NE0305-13 1,71 1,99 10 NE0305-01 1,29 1,50 8 NE0303-10 1,48 1,72 9 NE0306-15 1,39 1,62 9 NE0305-08 1,36 1,58 8 NE0406-09 0,78 0,91 5 NE0203-11 1,09 1,27 7 NE0404-09 1,23 1,43 8 NE0305-05 1,27 1,48 8 NE0306-11 0,76 0,88 5 NE0304-05 1,41 1,64 9 NE0203-07 1,4 1,63 9 NE0303-13 1,77 2,06 11 NE0203-04 1,39 1,62 9 NE0305-11 0,33 0,38 2 NE0302-07 1,23 1,43 8 NE0305-09 1,64 1,91 10 NE0203-03 1,52 1,77 9 NE0304-01 1,54 1,79 9 NE 0203-10 1,34 1,56 8 NE0203-12 0,5 0,58 3 NE0405-02 1,05 1,22 7 NE0306-13 1,26 1,47 8 NE0304-11 0,3 0,35 2 NE0205-16 1,35 1,57 8 NE0304-15 0,74 0,86 5 NE0305-04 1,31 1,52 8 NE0304-07 0,06 0,07 1 NE0306-16 0,92 1,07 6 NE0303-14 1,64 1,91 10 NE0303-04 0,88 1,02 6 NE0304-16 1,5 1,74 9 NE0305-03 1,23 1,43 8 NE0204-04 1,65 1,92 10 NE0405-01 1,26 1,47 8 NE0303-09 1,58 1,84 10 165 Demanda a N de Micro área Proyección nivel de transformadores residencial (MW) transformadores necesarios de distribución NE0302-04 0,6 0,70 4 NE0303-02 0,62 0,72 4 NE0403-09 0,88 1,02 6 NE0303-16 0,65 0,76 4 NE0403-01 0,6 0,70 4 NE0304-12 0,87 1,01 6 NE0403-05 0,65 0,76 4 NE0302-03 0,65 0,76 4 NE0203-15 0,7 0,81 5 NE0303-15 0,81 0,94 5 NE0202-04 1,2 1,40 7 NE0303-12 0,91 1,06 6 NE0405-06 0,57 0,66 4 NE0303-03 0,98 1,14 6 NE0304-08 1,04 1,21 7 NE0302-01 1,12 1,30 7 NE0203-06 0,84 0,98 5 NE0306-12 0,45 0,52 3 NE0303-08 1,23 1,43 8 NE0204-11 0,99 1,15 6 166 ANEXO 9 Reportes generados por CYME para la propuesta de diseño en topología tipo huso en condiciones normales de operación Nombre red Distancia total m Id equipo IEquil (Amps) Carga (%) Potencia total de paso (kVA) 24A 248 1P_25KV.CU.250 147,3 46,8 5817,0 24A 556,8 1P_25KV.CU.250 57,17 18,2 2256,2 24A 570,7 1P_25KV.2/0.CU 23,4 10,4 923,1 24A 571,6 1P_25KV.2/0.CU 10,41 4,6 410,7 24A 663,5 1P_25KV.2/0.CU 13,06 5,8 515,3 24A 577,2 1P_TTU.CU.2/0 10,41 5,8 410,8 24A 567,9 1P_25KV.CU.250 0,34 0,1 13,2 24A 479,7 1P_25KV.2/0.CU 8,63 3,8 340,7 24A 657 1P_25KV.2/0.CU 4,32 1,9 170,4 24A 710,6 1P_25KV.AL.2/0 0,04 0 1,5 24A 352,7 1P_25KV.2/0.CU 81,79 36,4 3228,1 24A 1079,5 1P_25KV.2/0.CU 76,84 34,2 3031,8 24A 1411,5 1P_25KV.2/0.CU 39,86 17,8 1570,4 24A 1667,6 1P_25KV.2/0.CU 21,83 9,7 859,5 24A 1827,3 1P_25KV.2/0.CU 10,88 4,8 428,4 24A 2136,2 1P_25KV.2/0.CU 0,25 0,1 9,7 24A 469,2 1P_25KV.CU.250 0,23 0,1 9,1 Nombre red Distancia total m Id equipo IEquil (Amps) Carga (%) Potencia total de paso (kVA) 24B 36,9 1P_25KV.CU.250 105 33,4 4146,6 24B 108,5 1P_25KV.CU.250 52,51 16,7 2073,4 24B 107,6 1P_25KV.2/0.CU 0,06 0 2,2 167 Nombre red Distancia total m Id equipo IEquil (Amps) Carga (%) Potencia total de paso (kVA) 24C 11,1 1P_25KV.CU.250 160,9 51,1 6352,9 24C 117,4 1P_25KV.2/0.CU 31,3 14,0 1237,1 24C 221,5 1P_25KV.2/0.CU 26,1 11,6 1030,8 24C 400,2 1P_25KV.2/0.CU 17,6 7,8 694,6 24C 753,2 1P_25KV.2/0.CU 12,8 5,7 504,3 24C 800,3 1P_25KV.2/0.CU 0,0 0,0 1,5 24C 388,4 1P_25KV.2/0.CU 4,3 1,9 167,7 24C 63,6 1P_25KV.2/0.CU 12,6 5,6 498,3 24C 360,4 1P_25KV.2/0.CU 8,4 3,8 332,6 24C 453,1 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,0 2,9 24C 596,8 1P_25KV.2/0.CU 4,2 1,9 167,0 24C 145,2 1P_25KV.2/0.CU 8,4 3,7 330,4 24C 357,4 1P_25KV.2/0.CU 4,2 1,9 165,6 24C 535,2 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,1 5,6 24C 78,2 1P_25KV.2/0.CU 12,6 5,6 497,4 24C 195,0 1P_25KV.2/0.CU 8,4 3,7 331,8 24C 343,5 1P_25KV.2/0.CU 4,2 1,9 166,7 24C 463,5 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,0 3,8 24C 371,1 1P_25KV.CU.250 96,0 30,5 3789,9 24C 426,4 1P_25KV.2/0.CU 17,0 7,6 670,6 24C 498,8 1P_25KV.2/0.CU 12,7 5,7 502,2 24C 581,7 1P_25KV.2/0.CU 8,5 3,8 333,9 24C 757,8 1P_25KV.2/0.CU 4,2 1,9 165,8 24C 898,8 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,0 4,4 24C 504,3 1P_25KV.2/0.CU 12,7 5,7 500,8 24C 697,4 1P_25KV.2/0.CU 8,4 3,7 330,4 24C 933,1 1P_25KV.2/0.CU 4,2 1,9 165,5 24C 1053,2 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,0 3,8 24C 816,2 1P_25KV.2/0.CU 21,4 9,5 844,7 24C 906,7 1P_25KV.2/0.CU 9,2 4,1 363,8 24C 1081,6 1P_25KV.2/0.CU 5,2 2,3 204,2 24C 1205,2 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,0 3,9 24C 764,9 1P_25KV.2/0.CU 12,7 5,7 502,7 24C 880,5 1P_25KV.2/0.CU 8,5 3,8 334,1 24C 974,2 1P_25KV.2/0.CU 4,2 1,9 166,3 24C 1150,7 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,1 5,5 24C 874,5 1P_25KV.CU.250 32,4 10,3 1277,5 24C 1069,1 1P_25KV.CU.250 20,4 6,5 805,1 24C 1106,6 1P_25KV.2/0.CU 8,2 3,6 321,6 24C 1288,7 1P_25KV.2/0.CU 4,0 1,8 157,3 168 24C 1439,5 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,1 4,7 24C 1139,6 1P_25KV.2/0.CU 12,3 5,5 486,1 24C 1319,8 1P_25KV.2/0.CU 8,2 3,6 322,0 24C 1421,4 1P_25KV.2/0.CU 4,0 1,8 159,1 24C 1488,3 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,0 2,1 24C 884,4 1P_25KV.2/0.CU 12,1 5,4 478,3 24C 1045,3 1P_25KV.2/0.CU 8,1 3,6 317,8 24C 1157,6 1P_25KV.2/0.CU 4,0 1,8 158,9 24C 1235,2 1P_25KV.2/0.CU 0,1 0,0 2,4 24C 1187,4 1P_25KV.CU.250 0,3 0,1 12,9 24C 726,7 1P_25KV.CU.250 66,4 21,1 2621,0 Nombre red Distancia total m Id equipo Capacidad máx (A) Carga (%) Potencia total de paso (kVA) 24D 217,7 1P_25KV.CU.250 314,8 54,3 6748,46442 24D 687,1 1P_25KV.CU.250 314,8 35,7 4435,98611 24D 935,1 1P_25KV.CU.250 314,8 2,8 341,48717 24D 1116,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,9 344,62896 24D 1265,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,9 172,28907 24D 1301,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 1,13001 24D 794,5 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,7 505,10129 24D 934,5 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,8 337,91713 24D 1132,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,9 171,08752 24D 1242,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 3,44847 24D 855,6 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,8 337,6248 24D 967,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,9 171,07149 24D 1165,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,1 6,18934 24D 881,5 1P_25KV.CU.250 314,8 22,2 2753,97681 24D 1079,4 1P_25KV.CU.250 314,8 18,6 2304,66355 24D 1435,1 1P_25KV.CU.250 314,8 11,9 1474,05977 24D 1557,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 11,4 1006,41724 24D 1707,1 1P_25KV.2/0.CU 224,56 9,4 835,74322 24D 1836,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 7,5 665,36343 24D 1932,1 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,6 494,80929 24D 2027,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,8 339,75025 24D 2200,1 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,9 168,92673 24D 2318,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 3,69635 24D 1749 1P_25KV.CU.250 314,8 3,8 472,01281 24D 1768,5 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,4 476,0732 24D 1889,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,6 320,24937 24D 2005,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,9 165,45878 24D 2084 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 2,46171 169 24D 1373,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 2,3 200,16238 24D 1651,2 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,1 8,70526 24D 1202 1P_25KV.2/0.CU 224,56 7,1 632,58893 24D 1412,7 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,5 483,06394 24D 1867,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,9 169,05213 24D 1953,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 2,6738 24D 914 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,1 451,2205 24D 996,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,4 299,42586 24D 1252,5 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,7 148,16436 24D 1257,7 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 0,16447 24D 774,7 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,6 500,0234 24D 910,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,8 332,63483 24D 1018,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,9 165,75405 24D 1161,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,1 4,46324 24D 271,7 1P_25KV.2/0.CU 224,56 7,3 646,727 24D 360,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,4 480,98492 24D 465,2 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,6 315,60793 24D 584,5 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,8 157,17971 24D 696,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 3,52815 24D 447 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,5 313,32982 24D 679,1 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,8 156,13187 24D 791,5 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 3,53093 24D 294 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,8 517,99223 24D 403 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,9 344,59439 24D 588 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,9 171,55695 24D 661,1 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 2,29405 24D 413 1P_25KV.CU.250 314,8 4,0 497,92829 24D 718,4 1P_25KV.CU.250 314,8 0,1 12,62755 24D 453,1 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,7 504,03709 24D 652,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,8 332,71223 24D 918,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,8 162,97618 24D 1052,9 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 4,20729 24D 225,8 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,8 335,77645 24D 369,3 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,9 169,58725 24D 445,4 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,0 2,39065 170 ANEXO 10 Fragmentos de reportes generados por CYME en la simulación de primarios para casos de falla por salida de operación de interruptores de cabecera de primarios. En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24A toma carga el 24B Nombre red Distancia total m Id equipo Capacidad máx (A) IEquil (Amps) Carga (%) Potencia total de paso (kVA) 24B 36,90 1P_25KV.CU.250 314,80 252,31 80,20 9963,84 24B 108,50 1P_25KV.CU.250 314,80 52,52 16,70 2073,80 24B 107,60 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,06 0,00 2,22 24B 258,10 1P_25KV.CU.250 314,80 147,31 46,80 5816,65 24B 506,00 1P_25KV.CU.250 314,80 0,26 0,10 10,25 24B 566,90 1P_25KV.CU.250 314,80 57,17 18,20 2256,21 24B 580,90 1P_25KV.2/0.CU 224,56 23,40 10,40 923,14 24B 581,70 1P_25KV.2/0.CU 224,56 10,41 4,60 410,73 24B 673,70 1P_25KV.2/0.CU 224,56 13,06 5,80 515,32 24B 587,40 1P_TTU.CU.2/0 181,06 10,41 5,80 410,81 24B 578,10 1P_25KV.CU.250 314,80 0,34 0,10 13,23 24B 489,90 1P_25KV.2/0.CU 224,56 8,63 3,80 340,74 24B 667,20 1P_25KV.2/0.CU 224,56 4,32 1,90 170,39 24B 720,70 1P_25KV.AL.2/0 170,49 0,04 0,00 1,53 24B 362,90 1P_25KV.2/0.CU 224,56 81,80 36,40 3228,09 24B 1089,60 1P_25KV.2/0.CU 224,56 76,85 34,20 3031,85 24B 1421,60 1P_25KV.2/0.CU 224,56 39,87 17,80 1570,44 24B 1677,80 1P_25KV.2/0.CU 224,56 21,83 9,70 859,47 24B 1837,40 1P_25KV.2/0.CU 224,56 10,88 4,80 428,40 24B 2146,40 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,25 0,10 9,65 171 En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24B toma carga el 24ª Nombre red Distancia total m Id equipo Capacidad máx (A) Carga (%) Potencia total de paso (kVA) 24A 248,0 1P_25KV.CU.250 314,8 80,2 9972,4 24A 556,8 1P_25KV.CU.250 314,8 18,2 2256,3 24A 570,7 1P_25KV.2/0.CU 224,6 10,4 923,2 24A 571,6 1P_25KV.2/0.CU 224,6 4,6 410,7 24A 663,5 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,8 515,3 24A 577,2 1P_TTU.CU.2/0 181,1 5,8 410,8 24A 567,9 1P_25KV.CU.250 314,8 0,1 13,2 24A 479,7 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,8 340,8 24A 657,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 170,4 24A 710,6 1P_25KV.AL.2/0 170,5 0,0 1,5 24A 352,7 1P_25KV.2/0.CU 224,6 36,4 3228,2 24A 1079,5 1P_25KV.2/0.CU 224,6 34,2 3032,0 24A 1411,5 1P_25KV.2/0.CU 224,6 17,8 1570,5 24A 1667,6 1P_25KV.2/0.CU 224,6 9,7 859,5 24A 1827,3 1P_25KV.2/0.CU 224,6 4,8 428,4 24A 2136,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,1 9,6 24A 469,2 1P_25KV.CU.250 314,8 33,4 4146,4 24A 540,8 1P_25KV.CU.250 314,8 16,7 2074,0 24A 539,9 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 2,2 172 En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24C toma carga el 24B Nombre red Distancia total m Id equipo Capacidad máx (A) Carga (%) Potencia total de paso (kVA) 24B 36,9 1P_25KV.CU.250 314,8 84,4 10496,1 24B 108,5 1P_25KV.CU.250 314,8 16,7 2073,4 24B 107,6 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 2,2 24B 103,9 1P_25KV.CU.250 314,8 51,1 6353,2 24B 210,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 14,0 1237,1 24B 314,3 1P_25KV.2/0.CU 224,6 11,6 1030,8 24B 493,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 7,8 694,6 24B 846,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,7 504,3 24B 893,1 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 1,5 24B 481,1 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 167,7 24B 114,9 1P_25KV.CU.250 314,8 0,0 0,5 24B 156,4 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,6 498,3 24B 453,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,8 332,7 24B 545,9 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 2,9 24B 689,6 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 167,0 24B 238,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,7 330,4 24B 450,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 165,6 24B 628,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,1 5,6 24B 171,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,6 497,4 24B 287,7 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,7 331,8 24B 436,3 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 166,7 24B 556,3 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 3,8 24B 463,9 1P_25KV.CU.250 314,8 30,5 3790,0 24B 519,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 7,6 670,7 24B 591,6 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,7 502,2 24B 674,5 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,8 333,9 24B 850,6 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 165,8 24B 991,6 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 4,4 24B 597,1 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,7 500,8 24B 790,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,7 330,4 24B 1025,9 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 165,5 24B 1146,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 3,8 24B 909,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 9,5 844,7 24B 999,5 1P_25KV.2/0.CU 224,6 4,1 363,8 24B 1174,4 1P_25KV.2/0.CU 224,6 2,3 204,2 24B 1298,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 3,9 24B 857,7 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,7 502,7 24B 973,3 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,8 334,1 24B 1067,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 166,3 173 En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24D toma carga el 24B Nombre red Distancia total m Id equipo Capacidad máx (A) Carga (%) Potencia total de paso (kVA) 24B 36,9 1P_25KV.CU.250 314,8 87,6 10886,5 24B 108,5 1P_25KV.CU.250 314,8 16,7 2073,4 24B 107,6 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 2,2 24B 236,6 1P_25KV.CU.250 314,8 54,3 6745,7 24B 454,4 1P_25KV.CU.250 314,8 0,1 9,0 24B 706,0 1P_25KV.CU.250 314,8 35,7 4436,0 24B 954,0 1P_25KV.CU.250 314,8 2,8 341,5 24B 1135,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,9 344,6 24B 1284,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 172,3 24B 1320,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 1,1 24B 813,4 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,7 505,1 24B 953,4 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,8 337,9 24B 1151,8 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 171,1 24B 1261,8 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 3,4 24B 874,4 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,8 337,6 24B 986,8 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 171,1 24B 1184,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,1 6,2 24B 900,4 1P_25KV.CU.250 314,8 22,2 2754,0 24B 1098,3 1P_25KV.CU.250 314,8 18,6 2304,7 24B 1454,0 1P_25KV.CU.250 314,8 11,9 1474,1 24B 1576,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 11,4 1006,4 24B 1726,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 9,4 835,7 24B 1855,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 7,5 665,4 24B 1951,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,6 494,8 24B 2046,8 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,8 339,8 24B 2219,0 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 168,9 24B 2337,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 3,7 24B 1767,9 1P_25KV.CU.250 314,8 3,8 472,0 24B 1787,4 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,4 476,1 24B 1908,8 1P_25KV.2/0.CU 224,6 3,6 320,3 24B 2024,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 165,5 24B 2102,8 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 2,5 24B 1392,1 1P_25KV.2/0.CU 224,6 2,3 200,2 24B 1670,1 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,1 8,7 24B 1220,8 1P_25KV.2/0.CU 224,6 7,1 632,6 24B 1431,6 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,5 483,1 24B 1886,8 1P_25KV.2/0.CU 224,6 1,9 169,1 24B 1972,2 1P_25KV.2/0.CU 224,6 0,0 2,7 24B 932,9 1P_25KV.2/0.CU 224,6 5,1 451,2 174 ANEXO 11 Fragmento de reporte generado por CYME donde se muestra la carga del primario 24D luego de un fallo en el segmento troncal 1C-2C Nombre red Distancia total m Id equipo Capacidad máx (A) Carga (%) Potencia total de paso (kVA) 24D 217,70 1P_25KV.CU.250 314,80 84,80 10543,83 24D 687,10 1P_25KV.CU.250 314,80 35,70 4436,10 24D 935,10 1P_25KV.CU.250 314,80 2,80 341,50 24D 1116,30 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,90 344,64 24D 1265,30 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,90 172,29 24D 1301,30 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,00 1,13 24D 794,50 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,70 505,11 24D 934,50 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,80 337,93 24D 1132,90 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,90 171,09 24D 1242,90 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,00 3,45 24D 855,60 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,80 337,63 24D 967,90 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,90 171,08 24D 1165,30 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,10 6,19 24D 881,50 1P_25KV.CU.250 314,80 22,20 2754,05 24D 1079,40 1P_25KV.CU.250 314,80 18,60 2304,72 24D 1435,10 1P_25KV.CU.250 314,80 11,90 1474,10 24D 1557,30 1P_25KV.2/0.CU 224,56 11,40 1006,44 24D 1707,10 1P_25KV.2/0.CU 224,56 9,40 835,76 24D 1836,30 1P_25KV.2/0.CU 224,56 7,50 665,38 24D 1932,10 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,60 494,82 24D 2027,90 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,80 339,76 24D 2200,10 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,90 168,93 24D 2318,30 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,00 3,69 24D 1749,00 1P_25KV.CU.250 314,80 3,80 472,02 24D 1768,50 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,40 476,08 24D 1889,90 1P_25KV.2/0.CU 224,56 3,60 320,26 24D 2005,30 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,90 165,46 24D 2084,00 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,00 2,46 24D 1373,30 1P_25KV.2/0.CU 224,56 2,30 200,17 24D 1651,20 1P_25KV.2/0.CU 224,56 0,10 8,70 24D 1202,00 1P_25KV.2/0.CU 224,56 7,10 632,60 24D 1412,70 1P_25KV.2/0.CU 224,56 5,50 483,08 24D 1867,90 1P_25KV.2/0.CU 224,56 1,90 169,06 175 ANEXO 12 Parámetros resultantes a la salida de los primarios de la subestación 24 GIS y sus respectivas cámaras de seccionamiento Parámetros resultantes a la salida de los primarios de la subestación 24 GIS SALIDA DEL PRIMARIO ICC MIN (A) ICC MAX (A) I Carga Máx. (A) ICC ICC MIN MAX MENOS MAS EL 20% EL 20% CORRIENTE DE PRIMARIO (A) 24A 4304 5046 147,3 3443,2 6055,2 300 24B 4364 5450 105 3491,2 6540 300 24C 4372 5504 160,8 3497,6 6604,8 300 24D 4313 5100 170,9 3450,4 6120 300 Parámetros resultantes en cámaras de seccionamiento. Primario 24A GIS CAMARA/HUSO ICC MIN (A) ICC ICarga ICC MAX Máx. MIN (A) (A) MENOS EL 20% ICC MAX MAS EL 20% Rango del 20% para sensitividad en I de carga SECC 1A Huso 1A-2A 4146 4873 8,6 3316,8 5847,6 10,32 Huso 1A-3A 2949 4927 81,8 2359,2 5912,4 98,16 Primario 24B GIS. CAMARA/HUSO SECC 1A ICC MIN (A) ICC ICarga ICC MAX Máx. MIN (A) (A) MENOS EL 20% ICC MAX MAS EL 20% Rango del 20% para sensitividad en I de carga (A) 176 Huso 1B-2B 4340 5306 52,5 3472 6367,2 63 Primario 24C GIS CAMARA/HUSO ID EQUIPO ICC MIN (A) ICC ICarga ICC MAX Máx. MIN (A) (A) MENOS EL 20% ICC MAX MAS EL 20% Rango del 20% para sensitividad en I de carga (A) SECC 1C Huso1 1C-2C 2731 4101 5279 31,3 3280,8 6334,8 37,56 Huso2 1C-2C 2741 4220 5390 12,6 3376 6468 15,12 Huso3 1C-2C 2756 4216 5360 12,6 3372,8 6432 15,12 Huso4 1C-2C 2750 4192 5223 8,4 3353,6 6267,6 10,08 Huso1 2C-3C 2773 4069 4902 17 3255,2 5882,4 20,4 Huso2 2C-3C 2775 3887 4872 12,7 3109,6 5846,4 15,24 Huso 3C-5C 2878 3801 4796 12,7 3040,8 5755,2 15,24 Huso 3C-6C 2825 3744 4776 21,4 2995,2 5731,2 25,68 2940 3721 4761 12,1 2976,8 5713,2 14,52 Huso1 5C-6C 2960 3487 4679 12,3 2789,6 5614,8 14,76 Huso2 5C-6C 2959 3531 4691 8,2 2824,8 5629,2 9,84 SECC 2C SECC 3C SECC 4C Huso 4C-6C SECC 5C Primario 24D GIS CAMARA/HUSO ID EQUIPO ICC MIN (A) ICC ICarga ICC MIN ICC MAX Rango del MAX Máx. CON CON 20% para (A) (A) MARGEN MARGEN sensitividad 20% 20% en I de carga (A) SECC 1D Huso 1D-2D 465 4235 5085 8,5 3388 6102 10,2 Huso 1D-2D’ 393 4150 5013 16,4 3320 6015,6 19,68 177 Huso 1D-3D’ 400 4118 4883 7,9 3294,4 5859,6 9,48 Huso 1D-5D’’ 447 4162 4988 13,1 3329,6 5985,6 15,72 474 3890 4894 12,8 3112 5872,8 15,36 499 3280 4384 12,1 2624 5260,8 14,52 Huso 2D’-3D’ 409 3703 4782 12,8 2962,4 5738,4 15,36 Huso1 2D’-4D’’ 415 3783 4759 8,6 3026,4 5710,8 10,32 Huso2 2D’-4D’’ 434 3788 4789 12,7 3030,4 5746,8 15,24 440 3657 4678 8,7 2925,6 5613,6 10,44 429 3698 4750 11,4 2958,4 5700 13,68 500 3110 4656 16 2488 5587,2 19,2 479 2879 4550 25,5 2303,2 5460 30,6 SECC 2D Huso 2D-3D SECC 3D Huso 3D-6D’’ SECC 2D’ SECC 3D’ Huso 3D’-5D’’ SECC 3D’’ Huso 3D’’-4D’’ SECC 4D’’ Huso 4D’’-5D’’ SECC 5D’’ 5D’’-3D 178 ANEXO 13 Parámetros para seteo de los relés PRIMARIO 24A CAMARA/HUSO DIAL TOMA RELACION TC I pick up (A) Huso 1A-2A 0,05 0,25 50/1 12,5 Huso 1A-3A 0,05 2 50/1 100 SECC 1A PRIMARIO 24B CAMARA/HUSO DIAL TOMA RELACION TC I pick up (A) 0,05 1,3 50/1 65 SECC 1A Huso 1B-2B PRIMARIO 24C CAMARA/HUSO DIAL TOMA RELACION TC I pick up (A) Huso1 1C-2C 0,05 0,8 50/1 40 Huso2 1C-2C 0,05 0,35 50/1 17,5 Huso3 1C-2C 0,05 0,35 50/1 17,5 Huso4 1C-2C 0,05 0,25 50/1 12,5 Huso1 2C-3C 0,05 0,45 50/1 22,5 Huso2 2C-3C 0,05 0,35 50/1 17,5 Huso 3C-5C 0,05 0,35 50/1 17,5 Huso 3C-6C 0,05 0,55 50/1 27,5 0,05 0,3 50/1 15 SECC 1C SECC 2C SECC 3C SECC 4C Huso 4C-6C 179 SECC 5C Huso1 5C-6C 0,05 0,3 50/1 15 Huso2 5C-6C 0,05 0,2 50/1 10 PRIMARIO 24D CAMARA/HUSO DIAL TOMA RELACION TC I Pick up (A) Huso 1D-2D 0,05 0,25 50/1 12,5 Huso 1D-2D’ 0,05 0,4 50/1 20 Huso 1D-3D’ 0,05 0,2 50/1 10 Huso 1D-5D’’ 0,05 0,35 50/1 17,5 0,05 0,35 50/1 17,5 0,05 0,3 50/1 15 Huso 2D’-3D’ 0,05 0,35 50/1 17,5 Huso1 2D’-4D’’ 0,05 0,25 50/1 12,5 Huso2 2D’-4D’’ 0,05 0,35 50/1 17,5 0,05 0,25 50/1 12,5 0,05 0,3 50/1 15 0,05 0,4 50/1 20 0,05 0,65 50/1 32,5 SECC 1D SECC 2D Huso 2D-3D SECC 3D Huso 3D-6D’’ SECC 2D’ SECC 3D’ Huso 3D’-5D’’ SECC 3D’’ Huso 3D’’-4D’’ SECC 4D’’ Huso 4D’’-5D’’ SECC 5D’’ 5D’’-3D 180 ANEXO 14 Ejemplo de cálculo de coordinación de protecciones en CYME (Primario 24A) CABECERA Datos generales Seteo de corrientes . 181 Huso 1A-2A Datos generales Seteo de corrientes 182 Tiempo de coordinación Para el ajuste de sobre corriente de fases y tierra se han escogido la curva de tiempo (muy inverso) de operación en los alimentadores y Husos de 22,8 kV. El intervalo de tiempo de coordinación entre dispositivos de protección es aproximadamente de 200ms a 400ms, determinado principalmente por el tiempo de actuación del relé más el del interruptor, con un margen de seguridad para compensar los errores que pudieran haber en los valores estimados de corriente de falla, tiempo de operación de los relés y errores en los transformadores de corriente. 183 ANEXO 15 Tiempos de coordinación dentro de los márgenes establecidos. PRIMARIO 24A CAMARA/HUSO ID EQUIPO TIEMPO DE COORDINACION (s) Huso 1A-2A 3329 0,2194 Huso 1A-3A 3344 0,2189 SECC 1A PRIMARIO 24B CAMARA/HUSO ID EQUIPO TIEMPO DE COORDINACION (s) 3264 0,2157 ID EQUIPO TIEMPO DE COORDINACION (s) Huso1 1C-2C 2731 0,2159 Huso2 1C-2C 2741 0,2151 Huso3 1C-2C 2756 0,2153 Huso4 1C-2C 2750 0,2163 Huso1 2C-3C 2773 0,2191 Huso2 2C-3C 2775 0,2194 Huso 3C-5C 2878 0,2201 Huso 3C-6C 2825 0,2203 SECC 1A Huso 1B-2B PRIMARIO 24C CAMARA/HUSO SECC 1C SECC 2C SECC 3C 184 SECC 4C Huso 4C-6C 2940 0,2205 Huso1 5C-6C 2960 0,2214 Huso2 5C-6C 2959 0,2212 ID EQUIPO TIEMPO DE COORDINACION (s) Huso 1D-2D 465 0,2175 Huso 1D-2D’ 393 0,2181 Huso 1D-3D’ 400 0,2193 Huso 1D-5D’’ 447 0,2183 474 0,2192 499 0,2249 Huso 2D’-3D’ 409 0,2202 Huso1 2D’-4D’’ 415 0,2205 Huso2 2D’-4D’’ 434 0,2202 440 0,2214 429 0,2206 500 0,2216 479 0,2228 SECC 5C PRIMARIO 24D CAMARA/HUSO SECC 1D SECC 2D Huso 2D-3D SECC 3D Huso 3D-6D’’ SECC 2D’ SECC 3D’ Huso 3D’-5D’’ SECC 3D’’ Huso 3D’’-4D’’ SECC 4D’’ Huso 4D’’-5D’’ SECC 5D’’ 5D’’-3D 185 186